Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино"
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение количества насосных станций и их размещение. Расчет толщины стенки нефтепровода. Проверка прочности и устойчивости трубопровода.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.08.2010 |
| Размер файла | 179,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
3
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 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 |
|
|
3 |
||
|
Dн - диаметр трубопровода наружный, мм |
1220 |
|
|
Q - производительность, млн. т. /год |
70 |
|
|
L - длина трубопровода, км |
560 |
|
|
Дz=z2-z1 - разность отметок начала и конца нефтепровода, м |
25 |
|
|
с - средняя плотность, т/м3 |
0,870 |
|
|
P1 - давление насосной станции, кгс/см2 |
46 |
|
|
P2 - давление в конце участка, кгс/см2 |
1,5 |
|
|
д - 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, 0с |
-20 |
|
|
t0 - температура эксплуатации нефтепровода, 0с |
22 |
|
|
с - средняя плотность, т/м3 |
0,87 |
|
|
P1 - рабочее давление насосной станции, кгс/см2 |
46 |
|
|
h0 - глубина заложения нефтепровода, м |
1,0 |
|
|
с 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*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 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 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
0,00824 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 ш1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
Пересчитываем толщину стенки нефтепровода:
0,00804 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 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 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=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; гм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали гм = 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;
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:
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;
ггр - удельный вес грунта, для глины ггр=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.
Подобные документы
Исходные данные для технологического расчета нефтепровода. Механические характеристики трубных сталей. Технологический расчет нефтепровода. Характеристика трубопровода без лупинга и насосных станций. Расстановка насосных станций на профиле трассы.
курсовая работа [859,1 K], добавлен 04.03.2014Характеристика магистральных нефтепроводов. Определение диаметра и толщины стенки трубопровода. Расчет потерь напора по длине нефтепровода. Подбор насосного оборудования. Построение гидравлического уклона, профиля и расстановка нефтяных станций.
курсовая работа [146,7 K], добавлен 12.12.2013Технико-экономическое обоснование годовой производительности и пропускной способности магистрального трубопровода. Определение расчетной вязкости и плотности перекачиваемой нефти. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 30.05.2016Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода, определение диаметра и толщины стенки трубопровода, выбор насосного оборудования. Расчет на прочность и устойчивость, выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода.
курсовая работа [129,7 K], добавлен 26.06.2010Классификация нефтепроводов, принципы перекачки, виды труб. Технологический расчет магистрального нефтепровода. Определение толщины стенки, расчет на прочность, устойчивость. Перевальная точка, длина нефтепровода. Определение числа перекачивающих станций.
курсовая работа [618,9 K], добавлен 12.03.2015Обоснование целесообразности проведения расчета максимально возможной производительности магистрального газопровода. Проверка прочности, гидравлический расчет трубопровода, определение числа насосных станций. Расчет перехода насоса с воды на нефть.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.02.2021Технологический расчет нефтепровода и выбор насосно-силового оборудования. Определение длины лупинга и расстановка нефтеперекачивающей станции по трассе нефтепровода. Расчет режима работы нефтепровода при увеличении производительности удвоением станций.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.05.2021Последовательность и содержание работ при ремонте трубопровода. Разработка траншеи и проверочный расчет толщины стенки на прочность и деформацию, проверка на устойчивость данного нефтепровода на подводном переходе. Испытание отремонтированных участков.
курсовая работа [784,3 K], добавлен 24.09.2014Определение параметров нефтепровода: диаметра и толщины стенки труб; типа насосно-силового оборудования; рабочего давления, развиваемого нефтеперекачивающими станциями и их количества; необходимой длины лупинга, суммарных потерь напора в трубопроводе.
контрольная работа [25,8 K], добавлен 25.03.2015Построение профиля трассы. Определение плотности и вязкости. Выбор конкурирующих диаметров труб. Вычисление толщины стенки трубы по каждому из диаметров. Порядок проверки на осевые сжимающие напряжения. Проверка работы трубопровода в летних условиях.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 09.06.2011
