124218 (Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино")
Описание файла
Документ из архива "Расчет основных характеристик газопровода на участке "Александровское-Раскино"", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "промышленность, производство" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "курсовые/домашние работы", в предмете "промышленность, производство" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "124218"
Текст из документа "124218"
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, 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 |
| 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 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];
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 пр. N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;
