Курсовой проект
Расчет основных характеристик газопровода на участке
«Александровское-Раскино»
2010
Содержание
Введение
1. Исходные данные
2. Гидравлический расчет нефтепровода. Определениеколичества насосных станций и их размещение
2.1 Секундный расход нефти:
2.2 Внутренний диаметртрубопровода
2.3 Средняя скорость течения нефти по трубопроводу
2.4 Проверка режима течения
2.5 Коэффициент гидравлического сопротивления определяетсядля 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 меньшуюсторону n2 = 5
3. Расчет толщины стенки нефтепровода
4. Проверка прочности и устойчивости трубопровода
4.1 Проверка на прочность подземного трубопровода впродольном направлении
4.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластическихдеформации (по 2 условиям)
4.3 Проверка общей устойчивости трубопровода
Заключение
Список литературы
Введение
Роль трубопроводного транспортав системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он являетсяосновным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи нанефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральный трубопроводы, обеспечиваяэнергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузитьжелезнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйствагрузов.
Проектирование и эксплуатациятрубопроводов и газонефтехранилищ являются важными комплексными задачами,требующими специальных подходов и решений.
Цель данного курсового проектасостоит в укреплении и закреплении знаний, полученных в процессе изучениядисциплины «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов игазонефтехранилищ».
/>/>1. Исходные данные
Для гидравлического расчета иразмещения насосных станций по сжатому профилю трассы предлагаются следующиеобщие данные:
перевальная точка отсутствует;
расчетная кинематическаявязкость ν = 0,55 см² /сек;
средняя абсолютная шероховатостьдля нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации Δ= 0,2 мм.
Таблица 1 — Данные длягидравлического расчетаПараметры Вариант 3
Dн — диаметр трубопровода наружный, мм 1220 Q — производительность, млн. т. /год 70 L — длина трубопровода, км 560
Δz=z2-z1 — разность отметок начала и конца нефтепровода, м 25
ρ — средняя плотность, т/м3 0,870
P1 — давление насосной станции, кгс/см2 46
P2 — давление в конце участка, кгс/см2 1,5 δ — толщина стенки, мм 14
Таблица 2 — Данные дляпрочностного расчетаПараметры Вариант 3
Dн — диаметр трубопровода наружный, мм 1220 Марка стали 12 Г2СБ
t0 — температура при сварке замыкающего стыка, 0с -20
t0 — температура эксплуатации нефтепровода, 0с 22
ρ — средняя плотность, т/м3 0,87
P1 — рабочее давление насосной станции, кгс/см2 46
h0 — глубина заложения нефтепровода, м 1,0
ρи — радиус естественного изгиба нефтепровода, м 1200
2. Гидравлический расчет нефтепровода. Определениеколичества насосных станций и их размещение2.1 Секундный расход нефти:
/>, м3/с (1)
где Nг=350 дней — расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепроводадиаметром свыше 820 мм и длиной свыше 500 км. [2, табл 5.1]
/> м3/с.2.2 Внутренний диаметр трубопровода
d= D— 2*δ = 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 ε — относительнаяшероховатость труб.
/>; />;
2320 2.5 Коэффициент гидравлического сопротивленияопределяется 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 местныесопротивления:
/>,(10)
/> м
Полные потери напора втрубопроводе:
/>,(11)
/> м2.8 Напор, развиваемый одной насосной станцией
/>, (12)
/> м2.9 Необходимое число насосных станций
/>, (13)
2.10 Округляем число станций в большую сторону n1 = 6.
Размещение насосных станций потрассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова (см. рис.1). Из точкиначала нефтепровода в масштабе высот (М 1: 10) откладываем напор, развиваемыйвсеми тремя станциями
ΣНст=511,5*6=3069м.
Полученную точку соединяем сточкой конца нефтепровода прямой линией. Уклон этой линии большегидравлического уклона, т.к округление станций сделано в большую сторону.
Прямую суммарного напора всехстанций делим на пять равных частей. Из точек деления проводим линии,параллельные наклонной прямой. Точки пересечения с профилем дают местоположениенасосных станций от первой до шестой.
/>
Рисунок 1 — Расстановка станцийпо 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 производительностьбольше расчетной на 4,2%.2.11 Если нет ресурсов для увеличения расчетногорасхода, то станции будут работать на пониженном напоре
/> (15)
На рис.1 линии падения напораизображены сплошными линиями.2.12 Выполним округление расчетного числа станций вменьшую сторону n2 = 5
В этом случае суммарного напоранедостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшимгидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равнымдиаметру основной магистрали.
Гидравлический уклон лупинга дляпереходной зоны:
/>, (16)
/>
Необходимая длина лупинга:
/>, (17)
/>
Размещение лупинга для этогослучая производится следующим образом. Откладываем в масштабе высот отрезок 0М,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 ekпредставляют потерю напора на стокилометровом участке трубопровода (отрезок et). Отрезок 0М делим на пять равных частей (почислу станций) и из точек деления строим подобные параллелограммы со сторонами,параллельными первому. Точки пересечения сторон параллелограмма с профилемопределяют зоны расположения станций.
/>
Рисунок 2 — Расстановка лупинговпо методу В.Г. Шухова
/>3. Расчет толщиныстенки нефтепровода
Расчетная толщина стенкитрубопровода 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 сопротивлениерастяжению (сжатию) определим по формуле:
/> (19)
где m = 0,9 — коэффицент условий работы трубопровода, принимаемыйпо таблице 1 СНиП 2.05.06-85*;
kн =1,0 — коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице11 [2];
k1 =1,34 — коэффициент надежности по материалу, прнимаемый по таблице 9 [2];
σвр = 550 МПа — нормативное сопротивление растяжению металла труб.
Тогда
/>369,4 МПа
/>0,00824 м ≈ 8 мм
С учетом припуска на коррозию 2мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 11 мм.
При наличии продольных осевыхсжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:
/> (20)
где
/> (21)
Величина продольных сжимающихнапряжений равна:
/>, (22)
/>-26,106 МПа
Знак “минус” указывает наналичие осевых сжимающих напряжений.
Поэтому вычисляем коэффициентψ1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
/>
Пересчитываем толщину стенкинефтепровода:
/>0,00804 м ≈ 8 мм
Таким образом, ранее принятаятолщина стенки равная δ = 0,008 м может быть принята как окончательныйрезультат.
С учетом припуска на коррозию 2мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 11 мм.
/>/>4. Проверка прочности и устойчивости трубопровода/>/>4.1 Проверка на прочность подземного трубопровода впродольном направлении
Проверку на прочностьтрубопровода в продольном направлении следует производить из условия (согласно[2]):
/> (23)
где sпр. N- продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок ивоздействий, МПа;
y2 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, прирастягивающих осевых продольных напряжениях (sпр.N ³0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр.N
/> (24)
Кольцевые напряжения отвнутреннего давления найдем по формуле:
/>275,54 МПа
Тогда
/>0,3904
Величина продольных сжимающихнапряжений равна:
/> (25)
/>-26,106 МПа
/>144,2МПа
Получили |-26,106 |≤144,2 — условие устойчивости выполняется.
/> 4.2 Проверка на предотвращение недопустимыхпластических деформации (по 2 условиям)
Для предотвращения недопустимыхпластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверкунеобходимо производить по условиям:
/> (26)
/> (27)
где /> -максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе отнормативных нагрузок и воздействий;
y3 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; прирастягивающих продольных напряжениях /> принимаемыйравным единице, при сжимающих /> - определяемыйпо формуле:
/>, (28)
Согласно исходным данным σт=380 МПа — нормативное сопротивление равное минимальному значению пределатекучести.
Для прямолинейных иупруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечныхперемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарныепродольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий — внутреннего давления,температурного перепада и упругого изгиба />,МПа, определяются по формуле:
/> (29)
где ρ — минимальный радиусупругого изгиба оси трубопровода.
Нормативное значение кольцевыхнапряжений найдем по формуле:
/>250,49 МПа (30)
Находим коэффициент, учитывающийдвухосное напряженное состояние металла:
/>0,4915
Находим максимальные продольныенапряжения в трубопроводе, подставляя в формулу в первом случае знак “минус",а во втором “плюс”:
/>105,7 МПа
/>-103,73 МПа
Дальнейший расчет ведем понаибольшему по модулю напряжению.
Вычисляем комплекс:
/>186,77 МПа
Получаем, что 105,7
IIусловие: /> выполняется, так как 250,49
/> 4.3 Проверка общей устойчивости трубопровода
Для глинистого грунта принимаемСгр=20 кПа, φгр=160, γгр=16800Н/м3 по таблице 4.3 источника [1, стр.112].
Находим внутренний диаметр поформуле (2), площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:
/>0,04176 м2(31)
/>2,61·10-3 м4(32)
Продольное осевое усилие всечении трубопровода найдем по формуле:
/> (33)
/>6843651 Н
Нагрузка от собственного весаметалла трубы по формуле:
/> (34)
где nc.в. — коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса,равный 1,1; γм — удельный вес металла, из которого изготовленытрубы, для стали γм = 78500 Н/м3; Dн,Dвн — соответственно наружный и внутреннийдиаметры трубы.
/>3114,17 Н/м.
Нагрузка от веса нефти,находящегося в трубопроводе единичной длины:
/>9615,493 Н/м; (35)
Нагрузка от собственного весаизоляции для подземных трубопроводов:
/> (36)
где Kип,Коб — коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичнойизоляции Kип=1; при однослойной изоляции (обертке)Kип (Kоб)=2,30;
δип,ρип — соответственно отлщина и плотность изоляции;
δоб,ρоб — соответственно отлщина и плотность оберточных материалов;
Для изоляции трубопровода лентойи оберткой “Полилен” (толщина δип=δоб=0,635 мм, плотность ленты “Полилен” ρип=1046кг/м3, плотность обертки “Полилен” ρип=1028 кг/м3)имеем:
/>108,14Н/м.
Таким образом, нагрузка отсобственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтьюопределится по формуле:
/>
/>12837,8Н/м;
Среденее удельное давление наединицу поверхности контакта трубопровода с грунтом найдем по формуле:
/> (37)
где nгр — коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;
γгр — удельный весгрунта, для глины γгр=16800 H/м3;
h0 — высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;
qтр — расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода;
/>18359,15 Па;
Сопротивление грунта продольнымперемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле:
/> (38)
/>96782,87Па;
Сопротивление вертикальнымперемещениям отрезка трубопровода единичной длины определим по формуле:
/> (39)
/>28105,68 Па;
Продольное критическое усилиедля прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находимпо формуле:
/> (40)
/>21,053М;
Находим произведение: />3,55МН;
Получили 6,84
/>,
(41)
где k0= 25 МН/м3 — коэффициент нормального сопротивления грунта, иликоэффициент постели грунта при сжатии.
/>256,114МН;
/>230,5МН;
6,84
В случае упругой связитрубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направленииобеспечена.
/>Заключение
В процессе выполнения курсовогопроекта нами были решены конкретные индивидуальные задачи с привлечениемкомплекса знаний, полученных при изучении профильных дисциплин.
В ходе выполнения работы провелигидравлический расчет нефтепровода по исходным данным, осуществили проверкупрочности и устойчивости подземного участка, определили количество и размещениенасосных станций.
/>Список литературы
1. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчетыпри проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие дляВУЗов. — Уфа: ООО “Дизайн-ПолиграфСервис", 2002. — 658 с.
2. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. — М.: ЦИТПГосстроя СССР, 1985. — 52 с.
3. Кабин Д.Д., Григоренко П.П., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружениитрубопроводов. — 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.