Расчет основных характеристик газопровода на участке «Александровское-Раскино»
Размещение лупинга для этого случая производится следующим образом. Откладываем в масштабе высот отрезок 0 М, представляющий собой суммарный напор пяти станций. Далее в точках М и B, как в вершинах, строим параллелограмм гидравлических уклонов. Стороны параллелограмма параллельны линиям nt и kt треугольников гидравлических уклонов (верхний угол, рис.2). Отрезки en и ek представляют потерю напора… Читать ещё >
Расчет основных характеристик газопровода на участке «Александровское-Раскино» (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Курсовой проект Расчет основных характеристик газопровода на участке
" Александровское-Раскино"
- Введение
- 1. Исходные данные
- 2. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение
- 2.1 Секундный расход нефти:
- 2.2 Внутренний диаметр трубопровода
- 2.3 Средняя скорость течения нефти по трубопроводу
- 2.4 Проверка режима течения
- 2.5 Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб
- 2.6 Гидравлический уклон находим по формуле
- 2.7 Потери напора на трение в трубопроводе
- 2.8 Напор, развиваемый одной насосной станцией
- 2.9 Необходимое число насосных станций
- 2.10 Округляем число станций в большую сторону n1 = 6.
- 2.11 Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре
- 2.12 Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n2 = 5
- 3. Расчет толщины стенки нефтепровода
- 4. Проверка прочности и устойчивости трубопровода
- 4.1 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении
- 4.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформации (по 2 условиям)
- 4.3 Проверка общей устойчивости трубопровода
- Заключение
- Список литературы
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральный трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.
Проектирование и эксплуатация трубопроводов и газонефтехранилищ являются важными комплексными задачами, требующими специальных подходов и решений.
Цель данного курсового проекта состоит в укреплении и закреплении знаний, полученных в процессе изучения дисциплины «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» .
1. Исходные данные
Для гидравлического расчета и размещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующие общие данные:
перевальная точка отсутствует;
расчетная кинематическая вязкость н = 0,55 смІ /сек;
средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации Д= 0,2 мм.
Таблица 1 - Данные для гидравлического расчета
Параметры | Вариант | |
Dн — диаметр трубопровода наружный, мм | ||
Q — производительность, млн. т. /год | ||
L — длина трубопровода, км | ||
Дz=z2-z1 — разность отметок начала и конца нефтепровода, м | ||
с — средняя плотность, т/м3 | 0,870 | |
P1 — давление насосной станции, кгс/см2 | ||
P2 — давление в конце участка, кгс/см2 | 1,5 | |
д — толщина стенки, мм | ||
Таблица 2 - Данные для прочностного расчета
Параметры | Вариант | |
Dн — диаметр трубопровода наружный, мм | ||
Марка стали | 12 Г2СБ | |
t0 — температура при сварке замыкающего стыка, 0с | — 20 | |
t0 — температура эксплуатации нефтепровода, 0с | ||
с — средняя плотность, т/м3 | 0,87 | |
P1 — рабочее давление насосной станции, кгс/см2 | ||
h0 — глубина заложения нефтепровода, м | 1,0 | |
с и — радиус естественного изгиба нефтепровода, м | ||
2. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение
2.1 Секундный расход нефти:
м3/с (1)
где Nг =350 дней — расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 820 мм и длиной свыше 500 км. [2, табл 5.1]
м3/с.
2.2 Внутренний диаметр трубопровода
d = D - 2*д = 1220−2*14 = 1192 мм = 1, 192 м. (2)
2.3 Средняя скорость течения нефти по трубопроводу
рассчитывается по формуле
м/с (3)
2.4 Проверка режима течения
(4),
Re > ReKp = 2320, режим течения нефти турбулентный. Находим ReI и ReII.
(5)
(6)
где е — относительная шероховатость труб.
; ;
2320 < Re < ReI — зона гидравлически гладких труб.
2.5 Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб
по формуле Блазиуса:
(7)
2.6 Гидравлический уклон находим по формуле
(8)
2.7 Потери напора на трение в трубопроводе
(9)
м
Потери напора на местные сопротивления:
(10)
м
Полные потери напора в трубопроводе:
(11)
м
2.8 Напор, развиваемый одной насосной станцией
(12)
м
2.9 Необходимое число насосных станций
(13)
2.10 Округляем число станций в большую сторону n1 = 6.
Размещение насосных станций по трассе нефтепровода выполняем по методу В. Г. Шухова (см. рис.1). Из точки начала нефтепровода в масштабе высот (М 1: 10) откладываем напор, развиваемый всеми тремя станциями
УНст=511,5*6=3069 м.
Полученную точку соединяем с точкой конца нефтепровода прямой линией. Уклон этой линии больше гидравлического уклона, т. к округление станций сделано в большую сторону.
Прямую суммарного напора всех станций делим на пять равных частей. Из точек деления проводим линии, параллельные наклонной прямой. Точки пересечения с профилем дают местоположение насосных станций от первой до шестой.
Рисунок 1 — Расстановка станций по методу В.Г. Шухова
Фактическая производительность:
; (14)
где m=0,25 — коэффициент Лейбензона для зоны гидравлически гладких труб. [2, табл 5.3]
м3/с
Фактическая производительность больше расчетной на 4,2%.
2.11 Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре
(15)
На рис. 1 линии падения напора изображены сплошными линиями.
2.12 Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n2 = 5
В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали.
Гидравлический уклон лупинга для переходной зоны:
(16)
Необходимая длина лупинга:
(17)
Размещение лупинга для этого случая производится следующим образом. Откладываем в масштабе высот отрезок 0 М, представляющий собой суммарный напор пяти станций. Далее в точках М и B, как в вершинах, строим параллелограмм гидравлических уклонов. Стороны параллелограмма параллельны линиям nt и kt треугольников гидравлических уклонов (верхний угол, рис.2). Отрезки en и ek представляют потерю напора на стокилометровом участке трубопровода (отрезок et). Отрезок 0 М делим на пять равных частей (по числу станций) и из точек деления строим подобные параллелограммы со сторонами, параллельными первому. Точки пересечения сторон параллелограмма с профилем определяют зоны расположения станций.
Рисунок 2 — Расстановка лупингов по методу В.Г. Шухова
3. Расчет толщины стенки нефтепровода
Расчетная толщина стенки трубопровода определяется по формуле:
(18)
где n=1,1 — коэффицент надежности по нагрузке;
p = 4,6 МПа — рабочее давление;
Dн = 1,22 м — наружный диаметр трубы;
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) определим по формуле:
(19)
где m = 0,9 — коэффицент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06−85*;
kн = 1,0 — коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице 11 [2];
k1 = 1,34 — коэффициент надежности по материалу, прнимаемый по таблице 9 [2];
увр = 550 МПа — нормативное сопротивление растяжению металла труб.
Тогда
369,4 МПа
0,824 м? 8 мм
С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1 мм толщина стенки принимается равной 11 мм.
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:
(20)
где
(21)
Величина продольных сжимающих напряжений равна:
(22)
— 26,106 МПа
Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений.
Поэтому вычисляем коэффициент ш1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
Пересчитываем толщину стенки нефтепровода:
0,804 м? 8 мм
Таким образом, ранее принятая толщина стенки равная д = 0,008 м может быть принята как окончательный результат.
С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1 мм толщина стенки принимается равной 11 мм.
4. Проверка прочности и устойчивости трубопровода
4.1 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении
Проверку на прочность трубопровода в продольном направлении следует производить из условия (согласно [2]):
(23)
где пр. N — продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;
2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (пр. N 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (пр. N < 0) определяемый по формуле:
(24)
Кольцевые напряжения от внутреннего давления найдем по формуле:
275,54 МПа
Тогда
0,3904
Величина продольных сжимающих напряжений равна:
(25)
— 26,106 МПа
144,2 МПа
Получили |-26,106 |?144,2 — условие устойчивости выполняется.
4.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформации (по 2 условиям)
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:
(26)
(27)
где — максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;
3 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих — определяемый по формуле:
(28)
Согласно исходным данным ут =380 МПа — нормативное сопротивление равное минимальному значению предела текучести.
Для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий — внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба, МПа, определяются по формуле:
(29)
где с — минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.
Нормативное значение кольцевых напряжений найдем по формуле:
250,49 МПа (30)
Находим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
0,4915
Находим максимальные продольные напряжения в трубопроводе, подставляя в формулу в первом случае знак «минус», а во втором «плюс»:
105,7 МПа
— 103,73 МПа
Дальнейший расчет ведем по наибольшему по модулю напряжению.
Вычисляем комплекс:
186,77 МПа
Получаем, что 105,7<186,77 МПа, то есть I условие выполняется.
II условие: выполняется, так как 250,49 < 380 МПа.
4.3 Проверка общей устойчивости трубопровода
Для глинистого грунта принимаем Сгр=20 кПа, цгр=160, ггр=16 800 Н/м3 по таблице 4.3 источника [1, стр.112].
Находим внутренний диаметр по формуле (2), площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:
0,4 176 м2 (31)
2,61· 10-3 м4 (32)
Продольное осевое усилие в сечении трубопровода найдем по формуле:
(33)
6 843 651 Н
Нагрузка от собственного веса металла трубы по формуле:
(34)
где nc. в. — коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; гм — удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали гм = 78 500 Н/м3; Dн, Dвн — соответственно наружный и внутренний диаметры трубы.
3114,17 Н/м.
Нагрузка от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины:
9615,493 Н/м; (35)
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:
(36)
где Kип, Коб — коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичной изоляции Kип=1; при однослойной изоляции (обертке) Kип (Kоб) =2,30;
дип, сип — соответственно отлщина и плотность изоляции;
доб, соб — соответственно отлщина и плотность оберточных материалов;
Для изоляции трубопровода лентой и оберткой «Полилен» (толщина дип=доб=0,635 мм, плотность ленты «Полилен» сип=1046 кг/м3, плотность обертки «Полилен» сип=1028 кг/м3) имеем:
108,14 Н/м.
Таким образом, нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью определится по формуле:
12 837,8 Н/м;
Среденее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом найдем по формуле:
(37)
где nгр — коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;
ггр — удельный вес грунта, для глины ггр=16 800 H/м3;
h0 — высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;
qтр — расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода;
18 359,15 Па;
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле:
(38)
96 782,87 Па;
Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины определим по формуле:
(39)
28 105,68 Па;
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находим по формуле:
(40)
21,053 М;
Находим произведение: 3,55МН;
Получили 6,84 < 21,053 MH — условие общей устойчивости выполняется. Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:
(41)
где k0 = 25 МН/м3 — коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии.
256,114 МН;
230,5 МН;
6,84 < 230,5
В случае упругой связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.
Заключение
В процессе выполнения курсового проекта нами были решены конкретные индивидуальные задачи с привлечением комплекса знаний, полученных при изучении профильных дисциплин.
В ходе выполнения работы провели гидравлический расчет нефтепровода по исходным данным, осуществили проверку прочности и устойчивости подземного участка, определили количество и размещение насосных станций.
1. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф., Коршак А. А., Шаммазов А. М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. — Уфа: ООО «Дизайн-ПолиграфСервис», 2002. — 658 с.
2. СНиП 2.05.06−85. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. — М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. — 52 с.
3. Кабин Д. Д., Григоренко П. П., Ярыгин Е. Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. — М.: Недра. 1995. — 246 с.
4. Трубопроводный транспорт нефти: Учебник для вузов: В 2 т. / Г. Г. Васильев, Г. Е. Коробков, А. А. Коршак и др.; Под ред. С. М. Вайнштока. — М.: Недра, 2002.