Курсовой проект
Расчет основных характеристик газопровода на участке
"Александровское-Раскино"
2010
Содержание
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
Введение
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 ν = 0,55 см² /сек;
средняя абсолютная шероховатость для нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации Δ= 0,2 мм.
Таблица 1 - Данные для гидравлического расчета
| Параметры | 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 для прочностного расчета
| Параметры | Вариант |
| 3 | |
| Dн
- диаметр трубопровода наружный, мм |
1220 |
| Марка стали | 12 Г2СБ |
| t0
- температура при сварке замыкающего стыка, 0 с |
-20 |
| t0
- температура эксплуатации нефтепровода, 0 с |
22 |
| ρ - средняя плотность, т/м3
|
0,87 |
| P1
- рабочее давление насосной станции, кгс/см2 |
46 |
| h0
- глубина заложения нефтепровода, м |
1,0 |
| ρ и
- радиус естественного изгиба нефтепровода, м |
1200 |
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*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 - 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
ΣНст
=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 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 ek
представляют потерю напора на стокилометровом участке трубопровода (отрезок et
). Отрезок 0М
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 ди
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];
σвр
= 550 МПа - нормативное сопротивление растяжению металла труб.
Тогда
369,4 МПа
0,00824 м ≈ 8 мм
С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм 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 ψ1
, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
Пересчитываем толщину стенки нефтепровода:
0,00804 м ≈ 8 мм
Таким образом, ранее принятая толщина стенки равная δ = 0,008 м может быть принята как окончательный результат.
С учетом припуска на коррозию 2 мм и на неравномерность проката 1мм 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 sпр.
N
- продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;
y2
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (s
пр.
N
³ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (s
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;
y3
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле:
, (28)
Согласно исходным данным σт
=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 ρ - 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, φгр
=160
, γгр
=16800 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:
0,04176 м2
(31)
2,61·10-3
м4
(32)
Продольное осевое усилие в сечении трубопровода найдем по формуле:
(33)
6843651 Н
Нагрузка от собственного веса металла трубы по формуле:
(34)
где nc
. в.
- коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; γм
- удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали γм
= 78500 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;
δип
, ρип
- соответственно отлщина и плотность изоляции;
δоб
, ρоб
- соответственно отлщина и плотность оберточных материалов;
Для изоляции трубопровода лентой и оберткой “Полилен” (толщина δип
=δоб
=0,635 мм, плотность ленты “Полилен” ρип
=1046 кг/м3
, плотность обертки “Полилен” ρип
=1028 кг/м3
) имеем:
108,14 Н/м.
Таким образом, нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью определится по формуле:
12837,8 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;
γгр
- удельный вес грунта, 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 продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле:
(38)
96782,87 Па;
Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины определим по формуле:
(39)
28105,68 Па;
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находим по формуле:
(40)
21,053М;
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.
Список литературы
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.