 |
|
Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления.
Определим расчетную часовую пропускную способность нефтепровода по формуле
м3/ч.
В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия
0,8Qном<Qч<1,2 Qном,
2000 м3/ч <2529,715 м3/ч <3000 м3/ч
Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 2500-230 и подпорный насос НПВ 2500-80.
Напор магистрального насоса (D2= 425 мм) составит по формуле
Нмн(пн)=Н0+аQч –вQ ч2
Нмн=246,7–16,8х10-6х2529,7152=139,189 м,
Напор подпорного насоса (D2= 540 мм) составит
Нпн=79,7–10-6х2529,7152=73,301 м
Далее рассчитываю рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле
Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры
Р<Рдоп, где Рдоп=6,4 МПа.
Условие 4,211 МПа < 6,4 МПа выполняется.
1.3. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода
Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле
подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w0 =1,69м/с (рис.3.3.1)
По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 720 мм. Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1., в зависимости от производительности нефтепровода Dн= 720 мм.
По [1] выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3P-03-94 из стали марки 08 ГБЮ (временное сопротивление стали на разрыв σвр=510 МПа, σт=350 МПа коэффициент надежности по материалу k1=1,4).
Перекачку предполагаю вести по системе «из насоса в насос», то nр=1,15; kн=1; m=0,9.
Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле
где 
расчетное сопротивление материала стенки трубопровода;
nр - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15 - для нефтепроводов, работающих в системе «из насоса в насос»; 1,1 - во всех остальных случаях;
Р - рабочее (нормативное) давление, МПа;
m - коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m=0,75; для III, IV категории трубопроводов m=0,9; для В категории трубопроводов m=0,6;
k1 - коэффициент надежности по материалу;
kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра.
Определяю расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле
Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной -8 мм.
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы
,
Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам
Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ΔТ=92,84град.
Рассчитаем продольные осевые напряжения sпр N по формуле
Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент 
по формуле
Y1= 
Пересчитываем толщину стенки из условия
Таким образом, принимаем толщину стенки - 9 мм.
1.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода
Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию 
. Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле
s 
= 
= 
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле
y 
= 
= 
Следовательно, y R 
= 0,579х327,86=189,831 МПа
Так как 
<189,831 МПа, то выше поставленное условие прочности трубопровода выполняется.
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям çs 
ç 
y 
и 
.
Вычисляем комплекс: 
,
где R2н= σт=350 МПа.
Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле
Вычисляем коэффициент y 
по формуле
y 
Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле
s = 
Dt± 
,
принимая минимальный радиус изгиба 700 м;
s 
= 
МПа
s = 
МПа
164,229 МПа<350 МПа – условие 
, выполняется.
0,679х350=237,65МПа
237,65 МПа > /-74,289/ МПа – условие ç s 
ç y , выполняется;
237,65 МПа > /-286,17/ МПа – условие ç s ç y , не выполняется;
Так как проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение 
=1291,576 м
Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь сечения металла трубы по формулам
и 
Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле
Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле
,
Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле
Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле
Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле
Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле
Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам
,
Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле
.
Следовательно
Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле
Следовательно,
Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству 
обеспечена
5,345МН<9,518МН; 5,345МН<55,241 МН.
Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем
;
.
По графику рис.3.5.1., находим βN=25,5.
Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода по формулам
,
.
Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие
0,9х6,761х106=6,085 МН >5,345 МН
Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.