Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

6) Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (1.29), принимая минимальный радиус изгиба 800 м.

σнпр = 0,3 192 − 1,2 10−5 2,06 105 91,9 +

+ 2,06 105 0,82 = 57,6 − 227,2 + 105,58 = −64,02 МПа, 2 800

σнпр = 0,3 192 − 1,2 10−5 2,06 105 91,9 −

− 2,06 105 0,82 = −269,8 МПа. 2 800

192 МПа < 363 МПа – условие (1.28) выполняется. 0,625 363 = 226,9МПа ≤ |–269,8 МПа| – условие (1.27) не

выполняется.

Поскольку проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение (1.32):

7) Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам

(1.34) и (1.35):

S= 0,03[(0,5 – 0,3)·220,8 + l,2·l0–5·2,06 l05·91,9] =

=0,03(44,16 + 227,18) = 8,14 МПа,

41

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (1.40):

qм = 0,95 78500 0,03 = 2237,3 Н/м.

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (1.41):

qи = 0,1 2237,3 = 223,7 Н/м.

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (1.42)

qпр = 859,8·9,81 3,14 0,7962 = 4195,3 Н/м. 4

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (1.39):

qтp = 2237,3 + 223,7 + 4195,3 = 6656,3 Н/м.

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (1.38):

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопроводаединичной длины по формуле (1.37):

R0 = 3,14·0,82(20000 + 8220,9tgl5°) = 33377 Па.

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инер-

ции по формулам (1.43), (1.44):

+ 6656,3 = 16444,4 Н / м,

42

J = 3,1464 (0,824 − 0,7964 ) = 0,00248 м4.

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случаепластической связи трубы сгрунтом поформуле(1.36):

Nкр(1) = 4,0911 333772 16444,44 0,032 (2,06x1011 )5 0,002483 =

=13,26 106 H.

Следовательно,

mNкр(1) = 0,9·13,26·106 = 11,9 МПа.

Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (1.45):

Nкр(2) = 2 5 0,82 2,06 105 0,00248 = 91,5МПа.

Следовательно,

mNкр(2) = 0,9·91,5 = 82,4 МПа.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы по неравенству (1.33) обеспечена:

8,14 МПа < 13,26 МПа; 8,14 МПа < 82, МПа.

8) Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (1.48) вычисляем

43

По графику рис. 1.2 находим βN = 23.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам (1.46), (1.47):

Nкр(3) = 233 16444,42 2,06 1011 0,00248 =11,89 106 H,

Nкр(4) = 0,375 16444,4 1473,5 = 9,09 106 H.

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем усло-

вие (1.33)

0,9 9,09 106 = 8,18 МПа > 8,14 МПа.

Условиеустойчивости криволинейных участков выполняется.

5. Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

1) Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (1.49) и (1.50):

Qc = 33443600 = 0,93 м3 /с,

2) Определяем режим течения:

Re = 1,87 0,796 = 46 838. 31,78 10−6

Так как Re > 2320, режим течения жидкости турбулентный. 3) Определяем зону трения:

Для этого определяем относительную шероховатость труб при kэ = 0,05 мм:

ε = 0,05796 = 6,28 10−5.

44

Первое переходное число Рейнольдса

Второе переходное число Рейнольдса

Так как Re < ReΙ, то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из табл. 1.7:

λ = 468380,31640,25 = 0,0215.

4) Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (1.55):

i = 0,0215 1,872 = 0,00481. 0,796 2 9,81

5) Определяем полные потери в трубопроводе (1.56), приняв Нк.п = 40 м. Так как L > 600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (1.57):

H= 1,02 0,00481 831000 + 35 + 2 40 = 4192,05 м.

6)Определяем расчетный напор одной станции по формуле

(1.59)

Нст = 3·197,41 = 592,23 м.

7)Расчетное число насосных станций определяем по фор-

муле (1.61):

n = 4192,05 − 2 94,6 = 6,76. 592,23

45

Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение ω и длину лупинга по формулам (1.63) и (1.62):

где п1 – округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного лупингом и нефтеперекачивающими станциями. Результаты вычислений представлены в табл. 1.10. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от1000 до 4000 м3/ч с шагом 500 м3/ч.

Рис. 1.9. График совмещенной характеристики нефтепровода и нефтеперекачивающей станции: 1 – характеристика нефтепровода

постоянного диаметра; 2 – характеристика нефтепровода с лупингом

46

Точка пересечения М характеристики нефтепровода с лупингом и нефтеперекачивающих станции (n = 6) подтверждает правильностьопределения длины лупинга, так как Q = 3344 м3/ч.

При округлении числа НПС в большую сторону рассчитаем параметры циклической перекачки. Из совмещенной характеристики трубопровода и нефтеперекачивающей станции при n = 7, m = 3 рабочая точка переместится в точку М2, а расход соответствует Q2 = 3390 м3/ч. Если на каждой НПС отключить по одному насосу n = 7, m = 2, то рабочая точка переместиться в точку М1, а нефтепровод будет работать с производительностью

Q1 = 2882 м3/ч.

Так как выполняется условие Q1 < Q < Q2, по формуле (1.65) рассчитываем время работы нефтепровода на режимах, соответствующих расходам Q1 и Q2:

τ1 = 24 350(3390 − 3344) = 760,6 ч, 3390 − 2882

τ2 = 24 350(3344 − 2882) = 7639,4 ч. 3390 − 2882

6. Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Рассмотрим расстановку станций на местности исходя из максимальной производительности нефтепровода при n = 7 и Q2 = 3390 м3/ч. Количество НПС на первом эксплуатационном участке примем равным трем, а на втором четырем.

Гидравлический уклон при максимальной производитель-

ности i = 0,004906.

Напоры, развиваемые подпорными и магистральными насосами при максимальной подаче Q2,

Нмн = 276,8–7, 1 10–6 33902 = 195,2 м, Нпн = 127–2,9 10–6 33902 = 93,7м.

48

Расчетный напор станции

Нст = 3 195,2 = 585,6 м.

Построим гидравлический треугольник. За горизонтальный катет примем отрезок ab, равный l = 100 км, который отложим в масштабе длин. Вертикальный катет

ас = 1,02i l = 1,02 0,004906 100 000 = 500,4 м

отложим в масштабе высот. Гипотенуза треугольника bс и есть положение линии гидравлического уклона в принятых масштабах построений. Результаты расстановки станций приведены в табл. 1.11.

Таблица 1 . 1 1

Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода

7. Определение оптимальных режимов работы нефтепровода

1) Графический метод Рассмотрим режимы работы магистрального нефтепровода на

первом эксплуатационномучастке протяженностью348,517 км. Построим суммарную совмещенную характеристику линей-

ных участков нефтепровода и НПС. Задаваясь расходами от 1000 до 4000 м3/ч, определяем режимы течения нефти и рассчитываем потери напора на отдельных трех участках нефтепровода.

49

Найдем напоры подпорного и магистральных насосов. Результаты расчетов приведены в табл. 1.12.

Из совмещенной характеристики (рис. 1.10) найдем значения подпоров на входе и напоров на выходе каждой НПС. Для первого режима, соответствующего трем работающим магистральным насосам на каждой НПС, производительность перекачки определяется пересечением характеристики нефтепровода 3 и суммарной характеристики НПС при kм = 9, (рабочая точка М2) и соответствует значению Q = 3390 м3/ч. Чтобы найти подпор на входе НПС-2, нужно из напора на выходе ГНПС-1 вычесть потери напора на первом участке (кривая 1). Рассуждая аналогично, определим величины, соответствующих подпоров и напоров остальных НПС (табл. 1.13).

Рис. 1.10. Совмещенная характеристика участков нефтепровода

ихарактеристика НПС: 1 – характеристика первого участка; 2 – характеристика второго участка; 3 – характеристика третьего участка

50