001-Пояснительная записка. Курсовой проект 27 с., 3 табл., 5 источников
 Скачать 133.16 Kb.
|
 Реферат Курсовой проект 27 с., 3 табл., 5 источников. Иллюстративная часть курсового проекта 1 лист формата А2. НЕФТЕПРОВОД, ТРАССА ТРУБОПРОВОДА, ЛИНЕЙНЫЙ ОБЪЕКТ, ПРОДОЛЬНЫЙ ПРОФИЛЬ, ПОДЗЕМНАЯ ПРОКЛАДКА, МАРКА СТАЛИ, ВНУТРЕННИЙ ДИАМЕТР, ТОЛЩИНА СТЕНКИ ТРУБЫ, ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ, ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ ТРУБОПРОВОДА Объектом изучения в процессе выполнения курсового проекта является участок магистрального нефтепровода «Митрофановская - Березанская», протяженностью 2300 м. Цель работы: проектирование участка магистрального трубопровода наружным диаметром 630 мм с рабочим давлением 5,3 МПа и годовой производительностью 8 млн. т в год для нефти. В курсовом проекте выполнено профилирование участка проектируемого нефтепровода в соответствии с изыскательскими данными по топографическому плану трассы трубопровода и на основании СП 36.13330.2012. После построения произведено определение углов поворота трубопровода. Выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода, который включает в себя определение расчетной температуры, плотности продукта, расчетного числа рабочих дней, внутреннего диаметра и толщины стенки трубы. Так же произведен гидравлический расчет, расчет на прочность и устойчивость трубопровода. Содержание Стр. Введение ……………………………………………………………………….… 5 1 Нормативные ссылки ……………………………..…………………………... 6 2 Содержание и объем задания ………………………………………………… 7 3 Определение углов поворота ………………………………………………… 8 4 Технологический расчет магистрального нефтепровода …..……..………. 11 4.1 Определение расчетной температуры ………………………………… 11 4.2 Определение плотности и вязкости нефти …………………………..… 11 4.3 Определение расчетного числа рабочих дней магистрального нефтепровода ………………………………………………………………... 12 4.4 Определение толщины стенки и внутреннего диаметра трубопровода ………………………………………………………………... 13 5 Гидравлический расчет …………………………………………………….... 17 5.1 Основные зависимости для гидравлического расчета нефтепровода ……………………………………………………………...… 17 5.2 Потери напора в трубопроводе ………………………………………… 18 5.3 Гидравлический уклон ………………………………………………….. 20 6 Проверка прочности и устойчивости трубопровода ………………............. 22 Заключение …………………………………………………………………...… 25 Список использованных источников …………………………………………. 26 Иллюстративная часть КП КОНГП.21.03.01.002.КП ПП Продольный профиль нефтепровода от ПК152+00 до ПК175+00. Разрезы. Чертеж на одном листе формата А2. Введение С открытием и добычей углеводородов из месторождений, расположенных на Крайнем Севере и в Восточной Сибири, а также добычей полезных ископаемых с шельфа и морских месторождений, все больше увеличивается отдаленность мест выработки от мест переработки и потребления, тем самым оказывая влияние на стоимость транспортировки. Трубопроводная транспортная система приобретает огромную значимость в топливно-энергетическом комплексе России, позволяя снизить затраты на доставку, способствуя получению большей прибыли для предприятий. Основные достоинства трубопроводной транспортировки: универсальность, наибольшая степень автоматизации, высокая надежность и простота в эксплуатации, разгрузка традиционных видов транспорта, значительное снижение себестоимости транспортировки углеводородов. Ко всему прочему, работа магистральных трубопроводов непрерывна, планомерна в течение года, месяца, суток и не зависит от климатических, природных, географических и других условий, что гарантирует бесперебойное обеспечение потребителей. Трубопровод может быть проложен практически во всех районах РФ, направлениях, в любых инженерно-геологических, топографических и климатических условиях. Сегодня все больше растет протяженность трубопроводного транспорта, совершенствуются технологии, проводится технологическое переоснащение существующих трубопроводных систем. 1 Нормативные ссылки При выполнении текстовой части курсового проекта были использованы ссылки на следующие нормативные документы: ГОСТ 5639-82 «Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна»; ГОСТ 20295-85 «Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов»; ГОСТ 31443-2012 «Трубы стальные для промысловых трубопроводов. Технические условия»; ГОСТ 3845-75 «Трубы металлические. Метод испытания гидравлическим давлением»; ГОСТ Р 51164-98 «Tpубoпpoвoды стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»; ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия»; ГОСТ Р 1.5-2004 «Стандарты национальные РФ. Общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению»; ГОСТ 19.404-79 «ЕСПД. Пояснительная записка. Требования к содержанию и оформлению»; ГОСТ 2.105 - 95 «ЕСКД. Общие требования к текстовым документам»; ГОСТ 2.106-96 «Текстовый документ»; ГОСТ 7.80- 2000 «СИБИД. Библиографическая запись. Заголовок. Общие требования и правила составления»; СНиП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия»; СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы; СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы» Актуализированная редакция (СНиП 2.05.06-85*). 2 Содержание и объем задания 1. По заданным преподавателем индивидуальным данным (карта прокладки трубопровода, давление и расход на входе в проектируемый участок, характеристики нефти) построить профиль трассы трубопровода. Результаты построения отобразить на чертеже (формат принимается в зависимости от длины проектируемого профиля). 2. Выполнить технологический и гидравлический расчеты проектируемого участка трубопровода. 3. Определить толщину стенки трубы и внутренний диаметр трубопровода. 4. Выполнить расчет трубопровода на прочность. 5. Проверить трубопровод на устойчивость. Исходные данные для расчета представлены в таблице 1. Т а б л и ц а 1 – Исходные данные для расчета
3 Определение углов поворота После построения продольного профиля трассы трубопровода и расчета показателей уклона трубы имеем 16 точек перегиба в вертикальной плоскости оси трубопровода и соответственно 17 участков. Изгибы трубопровода в горизонтальной плоскости, а следовательно, и совмещенные углы отсутствуют. Рассчитаем показатели вертикальных углов при помощи формул (3.1), (3.2) и (3.3):
где  – значение уклона до точки перегиба трубопровода (определяем по профилю);  – значение уклона после точки перегиба трубопровода (определяем по профилю).Значения вертикальных углов перегибов могут быть рассчитаны по одной из формул (3.1), (3.4). Выбор формулы зависит от конфигурации вертикального угла.  . (3.4)Следовательно, в 1-ой точке перегиба:
Результаты расчета остальных точек перегиба приведены в таблице 2. Т а б л и ц а 2 – Результаты расчета углов
Поворот в 4,5 точке перегиба больше 3  , следовательно, необходимо ставить отвод холодного гнутья.Радиус упругого изгиба трубы в точке 1 может быть определен по формуле (3.4) для выпуклого рельефа местности:  Радиус упругого изгиба трубы в точке 2 может быть определен по формуле (3.5) для выпуклого рельефа местности:  , где  - значение вертикального угла; – модуль Юнга; - осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4; - собственный вес трубопровода, кг.Осевой момент инерции найдем из зависимости:  (3.6) (м4)Собственный вес трубопровода:  , (3.7)где  - нормативное значение собственного веса трубы: (для марки стали 09Г2С при заданном диаметре и толщине стенки, определенной в пункте 4.4); – расчетный вес изоляции, определяется по формуле (3.8) при известном стандартном весе изоляции нормального исполнения: (3.8) .Откуда вес трубопровода:  Определив все составляющие, вычисляем радиусы упругого изгиба в точках 1 и 2 по формулам (3.4, 3.5):  = 3,84 (м); После нахождения значения радиуса упругого изгиба определяем тангенс угла поворота  : (3.9) , 4 Технологический расчет магистрального нефтепровода 4.1 Определение расчетной температуры Расчетная температура транспортируемой нефти, принимается равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуры грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать:
где L – полная протяженность нефтепровода;  – длина i-го участка с относительно одинаковой температурой  ;n – число участков. Так как проектируемый участок трубопровода имеет небольшую протяженность L=2,5 км, то принимаем для расчета  .4.2 Определение плотности и вязкости нефти Плотность и вязкость нефти определяется на основании лабораторных анализов либо из справочных данных. Расчетную плотность при температуре T =  = определим по формуле:
где  - температурная поправка, кг/( ); – плотность нефти при температуре 293 К, кг/ .Температурная поправка определяется в зависимости от плотности нефти при температуре 293 К. Для значения  кг/м3: кг/(м3К)Тогда,  (кг/м3).Вязкость нефти принимаем: �� = 6,6 сСт. 4.3 Определение расчетного числа рабочих дней магистрального нефтепровода Расчетное число рабочих дней магистрального нефтепровода  определяем с учетом затрат времени на техническое обслуживание, ремонт и ликвидацию повреждений. Оно зависит от условий прокладки трубопровода, его протяженности и диаметра, данные для определения расчетного числа рабочих дней представлены в таблице 2. В числителе таблицы указаны значения для нормальных условий прокладки, в знаменателе – при прохождении нефтепровода в сложных условиях (заболоченные и горные участки, доля которых в общей протяженности трассы составляет не менее 30%).Т а б л и ц а 3 – Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов
Следовательно, для проектируемого участка нефтепровода с учетом того, что протяженность - L = 2,4 км, а наружный диаметр -  = 630 мм, имеем = 357 дней.4.4 Определение толщины стенки и внутреннего диаметра трубопровода Толщину стенки трубопровода вычислим для выбранной марки стали трубы 09Г2С по заданному наружному диаметру трубопровода. Расчетную толщину стенки трубопровода δ, м, определим по формуле (4.4):
где  – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, определяем по СП 36.13330.2012; – наружный диаметр трубы, м; – рабочее давление, МПа; – продольное сопротивление материала трубы, МПа.Продольное сопротивление материала трубы определим по следующей формуле:
где  – временное сопротивление стали на разрыв, МПа; – коэффициент условий работы; – коэффициент надежности по материалу; – коэффициент надежности по назначению.Коэффициенты  определяются по СП 36.13330.2012.Следовательно,
Рассчитаем значение толщины стенки трубопровода при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по формуле (4.6):
где  - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле (4.7).
где  - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных, вычислим по формуле (4.8).
где  = 0,000012 – коэффициент линейного расширения металла трубы; – модуль Юнга; = 55  - температурный перепад (максимальная летняя и минимальная зимняя); – коэффициент Пуассона. Таким образом,
Следовательно, после округления до большего значения, предусмотренного государственными стандартами, с учетом запаса прочности принимаем значение толщины стенки трубопровода при наличии продольных осевых сжимающих напряжений:  Внутренний диаметр трубопровода определяем по формуле:
5 Гидравлический расчет 5.1 Основные зависимости для гидравлического расчета нефтепровода Целью гидравлического расчета является определение потерь напора в трубопроводе. Расчетная часовая производительности нефтепровода определяется по формуле:
где Gгод – годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;  – расчетная плотность нефти, кг/м3; – расчетное число рабочих дней.Следовательно,
При этом секундная объемная производительность:
 5.2 Потери напора в трубопроводе При перекачке нефти по магистральному нефтепроводу напор, развиваемый насосами перекачивающих станций, расходуется на трение жидкости о стенку трубы  преодоление местных сопротивлений  , статического сопротивления из-за разности геодезических (нивелирных) отметок  , а так же создания требуемого остаточного напора в конце трубопровода  (для данного участка принимаем =0). Полные потери напора в трубопроводе составят:
С учетом многолетнего опыта эксплуатации трубопроводов с достаточной для практических расчетов точностью можно принять, что потери напора на местные сопротивления составляют 1-3% от линейных потерь. Тогда выражение (5.3) примет вид:
Коэффициент 1,02 учитывает потери напора на местных сопротивлениях (повороты трассы, прохождение запорной арматуры и прочие потери напора на местные сопротивления). Остаточный напор необходим для преодоления сопротивления технологических коммуникаций и заполнения резервуаров конечного пункта (а также промежуточных перекачивающих станций, находящихся на границе эксплуатационных участков). Но так как в данном случае проектирование ограничивается лишь участком, на котором отсутствуют промежуточные нефтеперекачивающие станции, целесообразно заменить величину на  , которая будет характеризовать величину напора в конце проектируемого участка. Из формулы (5.4) следует, что напор в конце участка можно определить по формуле:
Под разностью геодезических отметок понимают разность отметок конца и начала трубопровода:
где  – высота отметки конца нефтепровода; – высота отметки начала нефтепровода.Тогда,  Потери напора на трение в трубопроводе определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:
где  – расчетная длина нефтепровода, м; – средняя скорость течения нефти по трубопроводу, м/с; – коэффициент гидравлического сопротивления.Значение коэффициента гидравлического сопротивления зависит от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы. Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса:
Средняя скорость потока нефти определяется по формуле:
 Тогда,  Режим течения находиться в зоне гидравлически гладких труб, следовательно, коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле:
 Таким образом, потери напора на трение в трубопроводе, определяемые по формуле (5.7), примут следующее значение:  Напор в начале проектируемого участка определяется по формуле:
 Определим напор в конце участка по формуле (5.5):  5.3 Гидравлический уклон Гидравлическим уклоном называют потери напора на трение, отнесенные к единице длины трубопровода:
 С учетом формулы (5.15) уравнение (5.4) примет вид:
6 Проверка прочности и устойчивости трубопровода Проверку на прочность подземного трубопровода в продольном направлении будем производить из условия:
где  – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа. Определяются по формуле (6.3).
где  – номинальная толщина стенки трубы, м.Тогда,
Следовательно, условие прочности выполняется. Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземного трубопровода производится проверка по условиям (6.4) и (6.5):  , (6.4) , (6.5)где  – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. Принимаем  при растягивающих продольных напряжениях; - минимальное значение предела текучести для выбранной марки стали; - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления: (6.6) Окончательно производя проверку по условиям (6.4) и (6.5), получаем     Следовательно, условия прочности выполняются. Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы будем производить из условия:
где  – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н;  – продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S будем определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубо-проводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии ком-пенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалент-ное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S, Н, определяется по формуле:
где  – площадь поперечного сечения трубы,  .Таким образом,
Следовательно, условие устойчивости выполняется. Заключение В данном курсовом проекте было выполнено проектирование участка магистрального нефтепровода «Митрофановская - Березанская», протяженностью 1,4 км с наружным диаметром 630 мм, рабочим давлением 5,3 МПа и годовой производительностью 8 млн. т в год. В курсовом проекте было выполнено профилирование участка проектируемого нефтепровода в соответствии с изыскательскими данными по топографическому плану трассы трубопровода и на основании СП 36.13330.2012. После построения произведено определение углов поворота трубопровода. На основании предоставленных исходных данных был выполнен технологический расчет магистрального нефтепровода, который включает в себя определение: расчетной температуры, плотности продукта, расчетного числа рабочих дней, внутреннего диаметра и толщины стенки трубы; был произведен гидравлический расчет. Проектируемый участок трубопровода удовлетворяет условиям прочности и устойчивости. Список использованных источников 1. Основы проектирования линейной части трубопроводов: методические указания по выполнению курсовой работы/ Сост.: П.С. Кунина, А.В. Поляков; Кубан. гос. технол. ун-т. Кафедра Оборудования нефтяных и газовых промыслов. – Краснодар, 2015 . – 60 с. 2. П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. – 658 с. 3. Белоусов В.Д. Технологический расчет магистральных нефтепроводов. Учебное пособие. - М.: Изд-во МИНГ им. И.М. Губкина. - 1970. - 70 с. 4. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчёт магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. - М., Недра, 1982. - 341 с. 5. Дерцакяк А.К., Шпотаковский М.Н. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. - М., Недра, 1977. - 519 с. 6. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчёты по сооружению трубопроводов. - М., Недра, 1979. - 176 с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(МПа)
(МПа)
(Н)
(Н)