Нефтеперабатывающий сектор, как опорная отрасль всей добывающей промышленности

Продольное  напряжение возникающие от внутреннего  давления определяем по формуле:

                           (21)

где: Р  – рабочее давление, МПа 

     Большие продольные напряжения  возникают в трубе при ее  изгибе, которые являются следствием  неровности рельефа и определяется  по формуле: 

      (22)

где:  - радиус изгиба трубы, принимаем = 600 мм

     При эксплуатации трубопровода  совместные действия внутреннего  давления  могут вызывать гораздо  большие и суммарные напряжения  продольного направления при  укладке трубы, чем в момент  испытания. Уязвимым местом в  трубопроводе является сварные  швы. Прочность поперечных сварных швов в наиболее тяжелый период эксплуатации, проверяем из условий, что суммарная продольная нагрузка должна быть меньше или равно расчетному сопротивлению трубы:

                           (23)

5,7 + 27 + 213,5 £312,24

246,2£312,24 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     

     

     1.2Технологический  расчет 

     Цель  технологического расчета заключается  в решении следующих основных вопросов: определение диаметра, подбор насосного  оборудования, расчет режимов  эксплуатации трубопровода, определение температурных напряжений.

     Расчетная часовая подача нефти по магистральному нефтепроводу равна отношению годовой  пропускной способности к числу  рабочих дней (принимаем по приложению 5 в зависимости от диаметра и протяженности нефтепровода).

     Необходимо  определить расчетную часовую подачу нефти по магистральному нефтепроводу:

        (24) 

     Где N_p- число рабочих дней в году (принимаем по таблице).

     Q_г- годовая пропускная способность.

     r - плотность нефти.

     3. Определяем секундную подачу:

         (25)

     Где Q_ч - часовая пропускная способность 

     Определяем  внутренний диаметр трубопровода исходя из толщины стенки, принятой в механическом расчете (округленной до стандартной)

                 (26)

     Где D_н – наружный диаметр трубы по заданию берем D_н=1220 мм.

     δ-толщина  стенки δ=15 мм принятая в механическом расчете (округленная до стандартной) 

     5.Определяем фактическую скорость течения жидкости:

                    (27)

     Где Q_c - секундная подача

     Д_вн  - внутренний диаметр трубопровода (м)

          Выбираем необходимую марку насоса (по часовой подаче)

НМ 7000 – 210

       Определяем количество насосов  по производительности насоса (по  часовой подаче) и по выбранному  насосу выбираем номинальную производительность.

     Отношения составят:

                                  Q = Q_ч – Q_нп                                               

            (28)

где: Q_ч – часовая подача, м³/ч

Q_нп – номинальная производительность насоса.

Допустим считается  не более 12% во избежание потери КПД, если это условие не  выполняется, подбираем насос:

               (29)

где: Q_ч – часовая подача, м³/ч

Q_нп – номинальная производительность подпорного  насоса.

По давлению выбираем подпорный насос   НПВ 3600 – 90

Определяем  количество основных насосов:

                (30)         :

     Где n_o – количество основных насосов

     

     Р_р – рабочее давление в Па (по заданию).

     

     Н_нп - номинальный напор насоса, принимаем по Q-H диаграмме принимаем 210 

     Определяем  необходимую мощность привода насоса:

             (31)

     Где Н_нп  - номинальный напор насоса, принимаем по Q-H диаграмме

     r - плотность нефти (по заданию)

     h_н - полное КПД насоса, принимаем по Q-H диаграмме h_н =0,85

     g - скорость свободного падения, принимаем g=9.81 

     Определяем  мощность электродвигателя с учетом коэффициента запаса k₃=1,1 и КПД электродвигателя η_э=0,95

          (32)

     Где N_нп - мощность привода насоса, кВт расчитаная ранее  нами: 

     Общую мощность привода насосов расчитаем по формуле:

  (33)

     где N_нп - мощность привода насоса

     n_o – количество основных насосов

     N_эп - мощность электродвигателя насоса, кВт

     n_oп - количество подпорных насосов 
 
 
 
 
 
 

     1.3 Теплотехнический расчет

       

          Теплотехнический расчет необходим  для:

• Определения температурного режима по длине трубопровода;
• Определения расстояния между подогревными станциями при перекачке высоковязких и застывающих нефтей;
• Регулирование режима перекачки по трубопроводу.

     Температуру в любой точке нефтепровода определяем по формуле В.Г.Шухова:

       ⁽³⁴⁾    

     де  - температура нефтепровода в сечении трубопровода на расстоянии x от начального пункта, ⁰С

      - температура грунта (по заданию)  ⁰С

      - начальная температура продукта (по заданию) ⁰С

      - конечная температура продукта (по заданию) ⁰С

     l- натуральное число, l =2,718

     Для определения теплоемкости необходимо вычислить среднюю температуру нефтепровода:

       ⁽³⁵⁾

     Где - начальная температура продукта (по заданию) ⁰С

      - конечная температура продукта (по заданию) ⁰С

     Расчет  теплоемкости при постоянном режиме

     (36)

     Где С_р- теплоемкость при постоянном режиме,кДж/кг*К

      - секундная подача нефти, м³/с

     

     Д_вн  - внутренний диаметр трубопровода, км

     k- коэффициент теплоотдачи, k=4.66

     Определяем расстояние между тепловыми станциями:

      (37)

где: ρ  – плотность нефтепродукта, кг/м³

 k– коэффициент теплопередачи, принимаем k = 4,66

С_р – теплоемкость при постоянном режиме, кДж/кг*К

Д_вн – внутренний диаметр трубопровода, км 

Q_с – секундная  подача нефти, м³/с

     Определяем количество тепловых станций:

                            (38)

     где  L_общ - общая длинна трубопровода (по заданию)

     l_T - расстояние между тепловыми станциями 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     

     

                              1.4 Расчет станций катодной защиты  

          При защите от коррозии используют  территориальные разделение анодного  и катодного процессов. К трубопроводу  подключают источник тока с  дополнительным электродом заземлителем, с помощью которого накладывают   на трубопровод, внешний постоянный  ток.  В этом случае анодный процесс происходит на дополнительном катодном заземлителе. Катодная поляризация подземных трубопроводов осуществляется с помощью наложения электрического поля  от внешнего источника постоянного тока. Отрицательный полюс источника постоянного тока подключается к защищенной конструкции, при этом трубопровод  являеться катодом по отношению к грунту, искусственно созданный  анодный заземлитель к положительноиу полюсу.

     Определяем  расстояние между двумя соседними  установками с учетом их взаимного влияния. Расчеты производим для двух типов грунтов по формуле

           (39)

     где Е- положительная разность потенциалов, Е_max=0,67 для влажных грунтов, Е_max=0.95 для сухих грунтов, Е_min=-0.132.

     Рассчитаем  продольное сопротивление единицы  длины трубопровода

              (40)

где Р_Т -  удельное электрическое сопротивление трубной стали, принимаем Р_Т =0,245 Ом*мм²/м.

     Рассчитаем  постоянное распространение тока вдоль  трубопровода.

          (41)

     

     где R_из – начальное переходное сопротивление трубной стали,   принимаем R_из =500 Ом.

     Определяем  расстояние между двумя соседними  установками с учетом их взаимного влияния.

     Для влажных грунтов:         

         (42)

     Для сухих грунтов:

          (43)

     Рассчитаем  входное сопротивление трубопровода 

          (44)

         Определяем величину силы тока  в точке дренажа в начальный  период работы катодной станции,  по формуле

      ,       (45)

     где y- расстояние анодного заземления до защищаемого трубопровода, принимаем 420 м. 

     Для влажных грунтов:      

            (46)

     Для сухих грунтов :             

          (47)

     

     

       Определяем величину силы тока  в точке дренажа в конечный  период работы катодной защиты 

     

     Для влажных грунтов:                                Для сухих грунтов:

  (48)                        (49)