Газопровод методичка. Содержание курсового проекта Оформление расчетнопояснительной записки

Название	Содержание курсового проекта Оформление расчетнопояснительной записки
Анкор	Газопровод методичка
Дата	24.03.2022
Размер	0.52 Mb.
Формат файла
Имя файла	Газопровод методичка.docx
Тип	Документы #414356
страница	2 из 10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Расчетная кинематическая вязкость определяется по одной из формул:

1) по формуле Вальтера (ASTM):

(3.1.5)

(3.1.6)

(3.1.7)

где ν_T - расчетная кинематическая вязкость, мм²/с;

ν_1,ν₂- кинематическая вязкость при абсолютных температурах Т_1, Т₂, мм²/с;

а, b - эмпирические коэффициенты.

2) по формуле Рейнольдса-Филонова:

; (3.1.9)

где и - коэффициент крутизны вискограммы, 1/К.

Достаточно точная зависимость обеспечивается по формуле 3.1.9 в интервале T₂p1.

В остальных случаях предпочтительней использовать формулу 3.1.6.

3.2 Выбор насосного оборудования

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле:

, (3.2.1)

где G_Г-годовая производительность нефтепровода, млн.т/год;

ρ_Т- расчетная плотность нефти, кг/м³;

к_нп- коэффициент неравномерности перекачки и принимается равной: для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и образующих систему - 1,05;

однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему заводу, а также для однониточных нефтепроводов, соединяющих систему -1,07;

однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов - 1,10.

N_P-расчетное число рабочих дней в году (табл. 3.2.1), сутки.

Таблица 3.2.1 Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность, км	Диаметр нефтепровода, мм
Протяженность, км	до 820 включительно	свыше 820
до 250	357	355
свыше 250 до 500	356/355	353/351
свыше 500 до 700	354/352	351/349
свыше 700	352/350	349/350

Примечание. В числителе указаны значения числа рабочих дней для нормальных условий прокладки, в знаменателе - при прохождении нефтепровода в сложных условиях.

В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбираются основные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия:

0,8Q_ном<Q_ч<1,2Q_ном, (3.2.2)

где Q_ном- подача выбранного типа насосов при максимальном к.п.д..

Если условие (3.2.2) выполняется для двух типов насосов, то дальнейшие расчеты выполняются для каждого из них. Аналогично подбираются подпорные насосы. Согласно приложениям 2 и 3, выбираем насосы с наибольшим диаметром ротора. Напор этих насосов при найденной расчетной часовой производительности составит:

Н_мн(пн) =Но+aQ_ч -вQ_ч²(3.2.3)

Насосы с номинальной подачей от 500 м³/ч и более предполагается, что

соединяются последовательно по схеме - три работающих плюс один резервный.

Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле:

(3.2.4)

где g- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²;

т_мн - число последовательно включенных магистральных насосов (обычно равное 3);

Н_мн, Н_пн- напоры магистрального и подпорного насоса при найденной расчетной производительности.

Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия прочности запорной арматуры:

, (3.2.5)

Где Р_доп=6,4 МПа

Если условие 3.2.5 не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магистральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего диаметра, либо уменьшение расчетного напора путем обточкой рабочих колес по наружному диаметру.
3.3 Определение диаметра нефтепровода

Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле

, (3.3.1)

где w₀ - рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика (рис.3.2.1)

Рис.3.3.1.Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода D_H .Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1.

Таблица 3. Параметры трубопроводов

Производительность G_Г, млн. т/год	Наружный диаметр D_н, мм	Рабочее давление Р, МПа
0,7-1,2	219	8,8-9,8
1,1-1,8	273	7,4-8,3
1,6-2,4	325	6,6-7,4
2,2-3,4	377	5,4-6,4
3,2-4,4	426	5,4-6,4
4,0-9,0	530	5,3-6,1
7,0-13,0	630	5,1-5,5
11,0-19,0	720	5,6-6,1
15,0-27,0	820	5,5-5,9
23,0-50,0	1020	5,3-5,9
41,0-78,0	1220	5,1-5,5

По приложению 1 выбирается поставщик и характеристики материалов труб
3.4 Определение толщины стенки

В курсовом проекте трубопровод предполагается прокладывать подземно, поэтому рассматриваем методику для данного случая.

Толщина стенки определяется по формуле:

(3.4.1)

где п_р – коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15-для нефтепроводов, работающих по системе из «насоса в насос»; 1,1 – во всех остальных случаях;

Р – рабочее (нормативное) давление, Мпа;

Dн – наружный диаметр трубопровода;

R₁– расчетное сопротивление материала стенки трубопровода, которое можно рассчитать по формуле:

(3.4.2)

где

–нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности

=σ_вр(см. прил. 1);

m- коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m= 0,75; для HI, IV категории трубопроводов m= 0,9; для В категории трубопроводов m= 0,6;

K₁–коэффициент надежности по материалу (см. прил. 1);

К_н– коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для D_H≤1000 мм К_н=1, для D_H=1200 мм K_H=1,05).

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

, (3.4.3)

где

коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб, определяемый по формуле:

(3.4.4)

где

- продольное осевое сжимающее напряжение, Мпа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений. При растягивающих осевых продольных напряжениях (

1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях (

<0):

(3.4.5)

где Δt– расчетный перепад температур;

– коэффициент Пуассона,

=0,3 [5];

- коэффициент линейного расширения металла,

=1,2-10^-5 1/°С;

Е-модуль Юнга, Е=2,06· 10⁵ Мпа;

D_e– внутренний диаметр трубопровода, м.

D_e=D_H-2δ, (3.4.6)

где δ– толщина стенки трубопровода, м.

Абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов:

(3.4.7)

(3.4.8)

Пересчитываем толщину стенки нефтепровода с учетом двухосного напряженного состояния металла. Полученное расчетное значение толщины стенки трубопровода округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.

3.5 Проверка на прочность и устойчивость нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию:

(3.5.1)

где R₁- расчетное сопротивление материала;

-коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях (

1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях (

<0) определяется по формуле

(3.5.2)

где

-кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления, равные:

(3.5.3)

где п_р, Р-обозначения те же, что в формуле (3.4.1);

-внутренний диаметр нефтепровода, м

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям:

, (3.5.4)

(3.5.5)

где

-максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;

- кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления, МПа;

- нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается

, МПа;

(3.5.6)

Где

-радиус упругого изгиба оси трубопровода, м;

- коэффициент Пуассона,

= 0.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления

(3.5.7)

Коэффициент

определяется по формуле:

(3.5.8)

Если проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение:

, (3.5.9.)

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству:

S ≤ m N_кр (3.5.10)

S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле:

(3.5.11)

F- площадь поперечного сечения металла трубы, м².

Для труб круглого сечения:

, (3.5.12)

N_к_p- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

N_к_pследует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик фунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

В случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

, (3.5.13)

где Р₀ - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка
трубопровода единичной длины, Па:

, (3.5.14)
где Сгр - коэффициент сцепления грунта (табл. 3.5.1), кПа

Р_гр- среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом, МПа:

(3.5.15)

где п_гр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равный 0,8;

γ _гр- удельный вес грунта (табл.3.5.1), кН/м³;

h₀- глубина заложения трубопровода (табл. 3.5.2), м;

q_тр– расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью, Н/м
Таблица 3.5.1 Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов средней полосы России

Грунт	С_гркПа	φ_гр, градусы	γ_гр,кH/м³
Гравелистый песок	0-2	36-40	25,5
Песок средней крупности	1-3	33-38	23,0
Мелкий песок	2-5	30-36	21,2
Пылеватый песок	2-7	28-34	20,5
Супеси	4-12	21-25	19,7
Суглинки	6-20	17-22	19,0
Глины	12-40	15-18	16,8
Торф	0,5-4	16-30	7,0

Таблица 3.5.2 Рекомендуемые величины заглубления трубопроводов

Условия прокладки, диаметр трубопровода	ho
При условном диаметре менее 1000 мм	0,8
При условном диаметре 1000 мм и более	1,0
На болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению	1,1
В песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований	1,0
В скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин	0,6
На пахотных и орошаемых землях	1,0
При пересечении оросительных и мелиоративных каналов	1,0

q_тр=q_м+q_и+q_пр, (3.5.16)

где q_м- нагрузка от собственного веса металла трубы, Н/м:

q_м= (3.5.17)

где п_св- коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95;

γ_м- удельный вес металла труб, принимаемый равным 78500 Н/ м³;

q_u - нагрузка от собственного веса изоляции, которое может быть принято 10% от собственного веса металла трубы, Н/м:

(3.5.18)

q_пр- нагрузка от веса нефти, находящейся в трубопроводе, Н/м:

(3.5.19

)q_ве_pm -сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м

(3.5.20)

J- осевой момент инерции, м⁴:

(3.5.21)

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

, (3.5.22)

где k₀ - коэффициент постели грунта при сжатии (табл. 3.5.3), МН/м³.

Таблица 3.5.3 Величины коэффициента постели грунта при сжатии

Грунт	, МН/м³	Грунт	, МН/м³
Торф влажный	0,5-1,0	Песок слежавшийся	5-30
Плывун	1-5	Глина ту гоп ластичная	5-50
Глина размягченная	1-5	Гравий	10-50
Песок свеженасыпанный	2-5

Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то необходимо принять меньшее из N_кр.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10