Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

Рис. 1.4. Надземная прокладка отдельных участков магистральных трубопроводов:

I – Балочные системы: а – однопролетный трубопровод; б – многопролетный трубопровод в обычных грунтах; в – многопролетный трубопровод в земляных призмах; г – трубопровод с П или Г-образным компенсатором.

II – Арочные системы: д – однотрубный переход по круговой или параболической форме очертания оси; е – треугольный; ж – трапецеидальный.

III – Висячие системы: з – вантовый переход; и – гибкий переход; к – самонесущий переход

21

где LФ – фактическая длина трубопровода; ℓ – расстояние между начальной A и конечной B точками на геодезической прямой.

K M N

Рис. 1.6. Область поиска трассы трубопровода

По результатам статистической оценки коэффициентов развития построенных трубопроводов было установлено, что для трубопроводов, проложенных в равнинной местности, значения коэффициентов развития не превышают 1,05; для болотистой среднепересеченной местности они находятся в пределах 1,03 – 1,24; для сильнопересеченной с большим числом естественных и искусственных препятствий – в пределах 1,16 – 1,4.

Коэффициент развития линии трубопровода К следует определять из условия [114]:

где Wср.о – приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками с учетом переходов через препятствия; Wср.н — приведенные затраты на 1 км трубопровода по геодезической прямой между начальной и конечной точками без затрат на переходы через естественные и искусственные препятствия.

23

Если задан максимальный коэффициент развития линии трубопровода kp max для рассматриваемого района прохождения трассы, то тем самым вводится жесткое ограничение на положение границы области прокладки

Все возможные трассы, удовлетворяющие этому условию, должны быть заключены внутри кривой линии, каждая точка которой удалена от начального и конечного пунктов трубопровода на расстояния, дающие в сумме kp·ℓ . Такой кривой является эллипс с текущими координатами E, K, M, N, О и фокусами в точках A и B (рис. 1.6), малая ось которого

Из определенной таким образом теоретической области поиска необходимо исключить заведомо неоптимальные и запретные зоны (рис.1.6, зоны заштрихованы).

1.4. Технологический расчет магистрального нефтепровода

Цель расчета:

1.определить диаметр трубопровода, выбрать насосное оборудование, рассчитать толщину стенки трубопровода, определить число нефтеперекачивающих станций (НПС);

2.произвести расстановку НПС по трассе нефтепровода;

3.рассчитать эксплуатационные режимы нефтепровода.

Основными исходные данными для технологического расчета нефтепровода являются:

•годовая производительность нефтепровода GГ (млн. т /год);

•свойства транспортируемой нефти (плотность, вязкость, давление насыщенных паров и др);

•сжатый профиль трассы нефтепровода;

•данные о температуре грунта на глубине заложения нефтепровода;

•характеристики труб и насосного оборудования;

•технико-экономические показатели сооружения и эксплуатации линейной части нефтепровода и нефтеперекачивающих станций.

24

1.4.1. Определение диаметра трубопровода, выбор насосного оборудования, расчет толщины стенки трубопровода,определение числа нефтеперекачивающих станций (НПС)

Расчетная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуре грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

где ρ293 – плотность нефти при 293К, кг/м3; ξ=1,825 – 0,001315 ρ293 – температурная поправка, кг/(м3·К).

Расчетная кинематическая вязкость нефти определяется при расчетной температуре по вязкостно-температурной кривой, либо по одной из следующих зависимостей:

где νТ – кинематическая вязкость нефти, мм2/с; Аν и Вν– постоянные коэффициенты, определяемые по двум значениям вязкости ν1 и ν2 при двух температурах Т1 и Т2

25

где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К

Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода NР

определяется с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений и принимается равным NР=350 суток в течение года

[105].

Расчетная часовая производительность нефтепровода (м3/ч) при ρ=ρТ

определяется по формуле:

где GГ – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год; kНП – коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается равной:

•для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему kНП =1,05;

•однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему kНП =1,07;

•однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов kНП =1,10.

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

определяемая из графика (рис. 1.7).

По значению Do принимается ближайший стандартный наружный диаметр Dн. Значение Dн можно также определять по табл. 1.3.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода,

подбирается основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и

магистральные насосы). Основные характеристики насосов приведены в

табл.1.4 и табл. 1.5.

26

производительности нефтепровода, м; mМ – число работающих магистральных насосов на нефтеперекачивающей станции; pдоп – допустимое давление НПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры, МПа.

Таблица 1.4

Основные параметры магистральных насосов серии НМ [139]

28