рефераты рефераты
Домой
Домой
рефераты
Поиск
рефераты
Войти
рефераты
Контакты
рефераты Добавить в избранное
рефераты Сделать стартовой
рефераты рефераты рефераты рефераты
рефераты
БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА
рефераты
 
МЕНЮ
рефераты Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино" рефераты

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА - РЕФЕРАТЫ - Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино"

Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино"

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 , 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 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.

РЕКЛАМА

рефераты НОВОСТИ рефераты
Изменения
Прошла модернизация движка, изменение дизайна и переезд на новый более качественный сервер


рефераты СЧЕТЧИК рефераты

БОЛЬШАЯ ЛЕНИНГРАДСКАЯ БИБЛИОТЕКА
рефераты © 2010 рефераты