Курсовой проект
Расчет основных характеристик газопровода на участке
"Александровское-Раскино"
2010
Содержание
2.1 Секундный расход нефти: 5
2.2 Внутренний диаметр трубопровода 5
2.3 Средняя скорость течения нефти по трубопроводу 5
2.4 Проверка режима течения 5
2.5 Коэффициент гидравлического сопротивления определяется для зоны гидравлически гладких труб 6
2.6 Гидравлический уклон находим по формуле 6
2.8 Напор, развиваемый одной насосной станцией 7
2.9 Необходимое число насосных станций 7
2.11 Если нет ресурсов для увеличения расчетного расхода, то станции будут работать на пониженном напоре 8
2.12 Выполним округление расчетного числа станций в меньшую сторону n2 = 5 9
4.1 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении 12
4.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформации (по 2 условиям) 12
4.3 Проверка общей устойчивости трубопровода 14
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 смІ /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;
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.
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 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.
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
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.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.
Кабин Д.Д., Григоренко П.П., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. - М.: Недра. 1995. - 246 с.
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.