Методические указания

Целью гидравлического расчета магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) является определение суммарных потерь напора в магистральном нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) и полного напора, необходимого для перекачки нефти (нефтепродукта) маги­стральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу), т.е. гидравлического сопротивления нефтепровода (нефтепродуктопровода)

Гидравлическое сопротивление нефтепровода (нефтепродуктопровода) Н₀ равно полному напору, необходимому для перекачки нефти (нефтепродукта) по магистральному нефтепро­воду (нефтепродуктопроводу)

Гидравлическая характеристика нефтепровода (нефтепродуктопровода) - это анали­тическая или графическая зависимость полной потери напора в нефтепроводе (нефтепродуктопроводе) от расхода (пропускной способности)

Число перекачивающих станций определяется из уравнения баланса напоров

n_o∙H_пс=i∙L_o+Δz_o

где п₀   - расчетное число перекачивающих станций;

 H_пс ^- напор, развиваемый одной перекачивающей станцией, м;

i - гидравлический уклон магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м;

L_o        - полная длина магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), м,

Δz_o - разность отметок конца и начала магистрального нефтепровода (нефте­продуктопровода), м

С необходимостью увеличения пропускной способности магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) приходится встречаться при проектировании, сооружении и экс­плуатации нефтепроводов (нефтепродуктопроводов). Для выбранного диаметра и толщины стенки трубы и конкретного насосного оборудования расчетная пропускная способность ма­гистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) может оказаться ниже требуемой. Про­ектировщик должен решить задачу доведения пропускной способности до заданной. Маги­стральный нефтепровод (нефтепродуктопровод) сооружают и вводят в эксплуатацию очере­дями. Каждая последующая очередь дает определенную степень прироста пропускной спо­собности нефтепровода (нефтепродуктопровода). Технологические режимы эксплуатации нефтепровода (нефтепродуктопровода) на каждой стадии (очереди) необходимо закладывать в проект. Наконец, открытие новых и истощение существующих месторождений, строительство новых нефтеперерабатывающих заводов предопределяет задачу увеличения пропускной способности в целом всего действующего магистрального нефтепровода (нефтепродукто­провода) или отдельных участков трубопроводной системы.

Известны несколько методов увеличения пропускной способности магистрального неф­тепровода (нефтепродуктопровода):

• укладка параллельно основной магистрали дополнительного участка нефтепро­вода (нефтепродуктопровода) расчетной длины - лупинга,

• укладка вставки, т.е. участка нефтепровода (нефтепродуктопровода) увеличенно­го диаметра,

• удвоение числа перекачивающих станций,

• комбинированный метод, т.е. удвоение числа перекачивающих станций с одно­временной укладкой лупингов.

Увеличение пропускной способности путем установки дополнительных насосных агре­гатов на существующих перекачивающих станциях обычно не практикуется потому, что увеличение числа параллельно работающих насосов приводит к возрастанию потери напора (вследствие увеличения скорости движения нефти), в результате чего может существенно повыситься давление, допустимое по расчетной прочности нефтепровода (нефтепродукто­провода). Кроме того, редко практикуется метод укладки вставок, так как в этом случае тре­буется полная остановка нефтепровода (нефтепродуктопровода) на период врезки вставки, а сменяемые трубы в дальнейшем не находят полноценного применения (как бывшие в упот­реблении).

Наиболее целесообразный метод увеличения пропускной способности нефтепровода (нефтепродуктопровода) выбирают исходя из особенностей данного нефтепровода (нефте­продуктопровода) и технико-экономического сравнения возможных вариантов. Однако, при любом варианте учитывают прочность данного нефтепровода (нефтепродуктопровода) и его состояние.

Все газы подразделяются на два класса: природные и искусственные.

Природные газы подразделяются на три группы:

газы добываемые из чисто газовых.месторождений; они представляют собой газ. со­держащий мало тяжелых углеводородов,

газы, добываемые из конденсатных месторождений; они представляют собой смесь газа и конденсата широкой фракции, состоящей из бензина, лигроина, керосина, а иногда и со­лярового масла,

газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений; это нефтяные газы, представляющие смесь газа с газовым бензином и пропан - бутановой фракцией.

Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, состоит в основном из метана, содержание которого составляет 82-98%. Малое содержание тяжелых углеводородов объясняется процессом избирательной миграции углеводородного вещества через пористые породы.

За длительный путь миграции в газе остаются только легкие составляющие.

Газ, добываемый из конденсатных месторождений, содержит также значительное коли­чество метана (80-95%), а нефтяной газ - 30-70 %.

Природные гдзы состоят преимущественно из предельных углеводородов (алканов). Но в них часто имеются компоненты (сероводород, диоксид углерода. азот и водяные пары), ухудшающие качество газа.

Искусственные газы получаются из твердых топлив в газогенераторах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных давлениях.

Развивается газификация горючих сланцев (Кукурское месторождение в Эстонии), гази­фикация бурых углей под давлением (Щекинский завод около Тулы, под давлением до 2,0 МПа). Основными компонентами этих газов являются водород и метан.

Газы могут находиться в различном агрегатном состоянии в зависимости от давления и температуры.

Метан, этан и этилен при обычных условиях (293-303 К и атмосферном давлении) явля­ются реальными газами. Пропан, пропилен, бутан и бутилены при обычных условиях нахо­дятся в парообразном состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Эти углеводороды входят в состав так называемых сжиженных нефтяных газов. Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

К основным параметрам газа относятся молекулярная масса, плотность, вязкость, кри­тические температура и давление, газовая постоянная, удельная теплоемкость. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом, учитывающим отклонение реальных газов от зако­нов идеального газа. Определяется коэффициент сжимаемости газа z=f(T_пр·Р_пр) по номо­грамме в зависимости от приведенных температуры и давления ([5], стр. 216, рис. 10.1.; [41], стр. 22, рис. 1.2; [59], стр. 107, рис. 43; [58], стр.34, рис.3.3).

В задачу расчетов магистральных газопроводов входит определение их основных пара­метров, связанных с технологическим процессом транспорта газа по магистральным газо­проводам. По этому признаку расчеты эти называют технологическими расчетами магистральных газопроводов. В состав технологических расчетов входит гидравлический расчет магистральных газопроводов, включающий определение падения давления в газопроводе, расстояний между компрессорными станциями (КС), выбор оптимального диаметра газо­провода и расчет температурного режима перекачки. Технологические расчеты выполняют­ся в соответствии с действующими нормами проектирования магистральных газопроводов. В результате выполнения технологических расчетов решаются основные технические во­просы наиболее рациональной схемы сооружения магистральных газопроводов при мини­мальных затратах на строительство и эксплуатацию. В качестве исходных данных для расче­та пользуются химическим составом газа, физической его характеристикой, данными о годовой пропускной способности, общей длиной трассы газопровода, а также температур­ными параметрами газа. Кроме того, в расчетах учитываются профиль трассы, геологиче­ские условия, данные об удаленности от источников энергоснабжения, дорог и т.д. В некото­рых случаях в зависимости от назначения и схемы магистрального газопровода пользуются уточненными данными годовых и месячных планов транспорта газа с разбивкой их по по­требителям, а также учитывают наличие подземных газохранилищ и условий отбора газа из них. При выполнении технологических расчетов в практике проектирования некоторые рас­четные параметры принимают по готовым номограммам и таблицам, приводимым в спра­вочниках и действующих указаниях по расчету магистральных газопроводов. Так, абсолют­ную среднюю температуру перекачки газа определяют по номограмме в зависимости от пропускной способности, протяженности магистрального газопровода, а также температур­ных условий укладки.

При расчете и эксплуатации магистрального газопровода необходимо располагать дан­ными о температурном режиме магистрального газопровода для определения пропускной способности, установления места возможного выпадения конденсата, воды и кристаллогид­ратов. Эти данные необходимы для принятия соответствующих мер по режиму работы ма­гистрального газопровода и выполнению других эксплуатационных условий. Температурный режим определяется путем непосредственных замеров, а также расчетным путем. Для прак­тических расчетов достаточно располагать средними температурными данными, которые приближенно определяются по формуле В. Г. Шухова.

При выполнении гидравлического расчета участка магистрального газопровода опреде­ляют падение давления в магистральном газопроводе при заданных значениях пропускной способности магистрального газопровода и других исходных данных.

Пропускной способностью магистрального газопровода называется максимальное ко­личество газа, которое может быть перекачано за сутки при поддержании в начале участка максимально возможного давления по условиям прочности магистрального газопровода и минимально допустимого давления в конце участка, устанавливаемого от его назначения. Минимально допустимое давление перед ГРС (газораспределительной станцией) выбирают из условия надежной работы ее оборудования и газового хозяйства потребителей. На авто­матизированных ГРС давление на входе в ГРС принимают 2,0 МПа. Минимально допусти­мое давление перед КС выбирают с учетом характеристики установленных на ней компрес­сорных машин и обеспечения перекачки ими заданного количества газа при максимальном по условиям прочности магистрального газопровода давлении нагнетания. Для КС с цен­тробежными нагнетателями при существующих единичных стоимостных показателях опти­мальное конечное давление P_к получается около 3 МПа при давлении в начале перегона P_н = 5,6 МПа и P_к = 4,5 - 5 МПА при P_н  = 7,6 МПа Для КС с поршневыми компрессорными ма­шинами оптимальная степень сжатия равна с = P_н/P _к= 2,2 при P_н = 5,5 МПа.

Для решения задач, связанных с распределением компрессорных станций (КС) по трассе магистрального газопровода или устройством ответвлений, необходимо знать характер рас­пределения давления по магистральному газопроводу. При движении газа по магистрально­му газопроводу давление в нем падает, изменяясь от начального Р_н в начале магистрального газопровода до конечного давления Р_к в конце магистрального газопровода. Давление Р_х в любой произвольной точке газопровода, находящейся на расстоянии х от начала магист­рального газопровода

 

Графически падение давления в газопроводе по длине происходит по параболической кривой. Для ее построения задаются значениями длины участка газопровода х и определя­ют давление в конце этого участка Р_х. Из характера кривой изменения давления в газопроводе (параболы) видно, что градиент давления увеличивается по длине газопровода (в начале газопровода давление падает мед­леннее, чем в конце), т.е. гидравлический уклон не постоянен. В начале газопровода, когда давление высокое, плотность газа велика. Вследствие этого удельный объем газа мал и ско­рость движения газа небольшая. По мере удаления от начала газопровода давление газа уменьшается. При уменьшении давления увеличивается удельный объем газа и, следова­тельно, при постоянном диаметре трубы увеличивается скорость газа, что ведет к росту по­терь давления на трение, пропорциональных квадрату скорости. С увеличением расстояния от компрессорной станции (КС) растет падение давления, приходящееся на единицу длины газопровода, а следовательно, растут потери энергии, связанные с перемещением газа.

Таким образом, чтобы уменьшить затраты энергии на перекачку газа - одна из основных статей эксплуатационных расходов на газопровод - целесообразно расстояние между КС со­кращать. Однако при уменьшении длины перегонов между КС растет необходимое число КС, а следовательно, возрастают капитальные затраты на их сооружение и связанные с ними эксплуатационные расходы. Оптимальное расстояние между КС и оптимальный перепад дав­лений на перегоне определяют исходя из экономических соображений с учетом вышена­званных противодействующих друг другу факторов. Для КС с центробежными нагнетателя­ми при существующих единичных стоимостных показателях оптимальное конечное давле­ние Р_к = 3 МПа при давлении в начале перегона Р_н = 5,6 МПа и Р_к = 4,5 - 5 МП а при Р_н = 7,5 МПа. Для КС с поршневыми компрессорами оптимальная степень сжатия равна ε = Р_н/Р_к при Р_н = 5.5 МПа

С необходимостью увеличения пропускной способности газопроводов приходится стал­киваться как в процессе проектирования, так и при эксплуатации их. Наращивание пропуск­ной способности обусловлено стадийностью ввода в эксплуатацию объектов газопровода. Большую роль также оказывают изменения, происходящие в направлении и мощности по­токов газа вследствие открытия новых газовых месторождений, строительства новых про­мышленных предприятий, городов и т.п. В общем случае при увеличении пропускной спо­собности системы начальное и конечное давления могут изменяться. Это зависит от степени загруженности действующей части системы, от характеристик установленного основного оборудования, а также от того, потребуется или не потребуется расширения действующих компрессорных станций. Так как местоположение компрессорных станций предопределено, то расчет увеличения пропускной способности приходится проводить, как правило, по каж­дому перегону между компрессорными станциями в отдельности.

Известны несколько методов увеличения пропускной способности магистрального га­зопровода:

■ укладка параллельно основной магистрали дополнительного участка газопровода расчетной длины - лупинга,

■ укладка вставки, т.е. участка газопровода увеличенного диаметра,

■ удвоение числа компрессорных станций,

■ комбинированный способ, т.е. удвоение числа компрессорных станций с одновре­менной укладкой лупингов или вставок.

Оптимальный способ увеличения пропускной способности газопровода определяют в каждом конкретном случае сопоставлением технико-экономических показателей конкури­рующих вариантов

Целью механического расчета трубопровода является расчет трубопровода на проч­ность, т.е. определение (или проверка ранее принятой) толщины стенки труб; напряжений, действующих в трубопроводе, проверка прочности трубопровода с учетом условий эксплуа­тации.

Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний. Под предельным понимается такое состояние конструкции, при котором ее дальнейшая нор­мальная эксплуатация невозможна.

Различают три предельных состояния:

первое предельное состояние - по несущей способности (прочности и устойчивости конструкций, усталости материала), при достижении которого конструкция теряет способ­ность сопротивляться внешним воздействиям или получает такие остаточные деформации, которые не допускают ее дальнейшую эксплуатацию,

второе предельное состояние - по развитию чрезмерных деформаций от статических и динамических нагрузок, при достижении которого в конструкции, сохраняющей прочность и устойчивость, появляются деформации или колебания, исключающие возможность даль­нейшей эксплуатации;

третье предельное состояние - по образованию или раскрытию трещин, при достижении которого трещины в конструкции, сохраняющей прочность и устойчивость, появляются и раскрываются до такой величины, при которой дальнейшая эксплуатация конструкции ста­новится невозможной.

Стальные заглубленные трубопроводы рассчитывают по первому предельному состоя­нию. Предельным состоянием для магистральных трубопроводов является достижение в ме­талле труб напряжений, равных временному сопротивлению (пределу прочности).

Однако постоянная работа металла труб в области напряжений, превышающих предел текучести, также нежелательна, так как при этом происходит наклеп металла и трубы стано­вятся хрупкими. Поэтому производится проверка на развитие чрезмерных пластических де­формаций.

Трубопровод, уложенный в грунт, находится под воздействием внешних сил. Эти силы вызывают сложные напряжения в теле трубы и стыковых соединениях

В результате действия внутреннего давления в теле трубы возникают следующие глав­ные нормальные напряжения σ_а - продольное, σ_τ- кольцевое, σ_г - радиальное

При эксплуатации трубопровода совместное действие внутреннего давления и изгибаю­щих усилий может вызвать гораздо большие суммарные напряжения в продольном направ­лении трубы, чем в момент испытаний. Уязвимым местом трубопровода в этом случае могут оказать поперечные сварные швы. Прочность поперечных сварных швов в наиболее тяже­лый период эксплуатации проверяют из условия, что суммарная продольная нагрузка долж­на быть меньше расчетного сопротивления трубы R₁ (так называемой несущей способности трубы)

При сооружении переходов через автомобильные и железные дороги укладывают па­трон, в котором прокладывают трубопровод на специальных опорах

Патрон предназначен для предохранения укладываемого через него трубопровода от воз­действия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при аварии трубо­провода для предохранения дороги от разрушения.

  Патроны изготавливаются из стальных, бетонных или железобетонных труб.

Диаметр патрона перехода больше диаметра рабочего трубопровода не менее чем на 100-200 мм. Рекомендуемые значения диаметра патрона ([57], стр 454. табл 14.6)

На патрон действуют внешние нагрузки - давление грунта и давление от веса подвижного транспорта и от упругого отпора грунта

Согласно теории профессора М.М. Протодьяконова, разработанной для определения дав­ления грунта на тоннельные выработки в горных породах, на патрон будет действовать дав­ление от грунта, очерченного естественным сводом равновесия по параболе. Давление грун­та неодинаково в различных направлениях, зависит от геометрических размеров естествен­ного свода и подразделяется на вертикальное и боковое давления, условно принимаемые равномерно распределенными по горизонтальным и вертикальным проекциям поперечного сечения патрона

Методические указания к выполнению расчетов приводятся в учебном пособии Конст­рукции и расчет трубопроводов и хранилищ

 

Вопросы для самоконтроля

1. Что является целью гидравлического расчета магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода?

2. Что такое пропускная способность магистрального нефтепровода или нефтепродукто­провода?

3. Какие режимы движения нефти или нефтепродукта наблюдаются в нефтепроводе или нефтепродуктопроводе?

4. Какой режим движения называется ламинарным? Турбулентным? Их отличие.

5. Что такое гидравлическая характеристика нефтепровода или нефтепродуктопровода?

6. Дайте анализ гидравлической характеристики магистрального нефтепровода или нефте­продуктопровода

7. Что такое лупинг?

8. Назначение лупинга

9. Способы увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода или нефте­продуктопровода

10. Как выбрать способ увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода?

11. Какими физико-химическими параметрами характеризуются природные газы?

12. Что такое коэффициент сжимаемости газа?

13. Как определяется коэффициент сжимаемости газа?

14. Что является целью технологического расчета магистрального газопровода?

15. Что является целью гидравлического расчета магистрального газопровода?
16 Что такое пропускная способность магистрального газопровода?

17. Дайте анализ графика падения давления в магистральном газопроводе

18 Способы увеличения пропускной способности магистрального газопровода

19 Как выбрать способ увеличения пропускной способности магистрального газопровода?

20 Что является целью механического расчета магистральных трубопроводов?

21 Какой метод положен в основу механического расчета магистральных трубопроводов?

22 Какое состояние конструкции называется предельным?

23 Какие напряжения возникают в теле трубы, уложенной в грунт?

24 Как проверить прочность трубопровода при эксплуатации?

25 Каково назначение патрона?

26 Что является целью расчета патрона?