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.
• Имя файла: Газопровод методичка.docx
• Тип: Документы; #414356
• страница: 4 из 10

4 Пример расчета магистрального нефтепровода (использованы материалы из [5])
Задача. Выполнить расчет магистрального нефтепровода, предназначенного для работы в системе трубопроводов (к_нп=1,05) с годовой производительностью 23 млн. т/год. Протяженность нефтепровода равна 831 км (перевальная точка отсутствует), разность геодезических отметок составляет ΔZ=35 м. По нефтепроводу транспортируется нефть со свойствами: v₂₇₃⁼35,80 мм²/с, v₂₉₃=10,90 мм²/с, ρ₂₉₃^=:847 кг/м³; расчетная температура перекачки составляет Т_р=275 К. Допустимое рабочее давление Р_доп⁼6,4 МПа.

Подобрать стандартный диаметр трубопровода и насосное оборудование. Рассчитать толщину стенки трубы. Выполнить расчет на прочность и устойчивость трубопровода. Выполнить гидравлический расчет, построить совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Определить число перекачивающих станций и выполнить их расстановку на сжатом профиле трассы. Определить все возможные режимы работы нефтепровода. Определить оптимальные режимы работы нефтепровода. Принять трубопровод III категории. Трубопровод проложен в глинистых полутвердых грунтах с φ_гр=15°, γ_гр=16,8 кН/м³, С_гр=20кПа.

Решение

4.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти

Вычисляем значения эмпирических коэффициентов а и bпо формулам (3.1.7) и (3.1.8):

Из формулы (3.1.5) вычисляем расчетную кинематическую вязкость при температуре 275 К по формуле (3.1.6):



либо по формуле (3.1.10) определяем крутизну вискограммы:


а по формуле (3.1.9) кинематическую вязкость:

v_T = 35,80ехp[- 0,0595(275 - 273)] = 31,78 мм²/с

Расхождение составляет не более 0,02%, поэтому пользоваться можно обеими формулами.

По формуле (3.1.4) находим температурную поправку: ξ= 1,825 - 0,001315x847 =

=0,711 кг/(м³К)Расчетная плотность нефти будет определяться по формуле (3.1.3)

ρ_т= 847 + 0,711(293 - 275) = 859,80 кг/м³ .
4.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего

давления.

Расчетная часовая пропускная способность нефтепровода определяется по формуле(3.2.1):



В соответствии с найденной расчетной часовой производительности нефтепровода подбирается магистральные и подпорные насосы нефтеперекачивающей станции исходя из условия (3.2.2):

2880 м³/ч <3344м³/ч <4320м³/ч

Согласно приложения 2 и 3, выбираем насосы: магистральный насос НМ 3600-230 и подпорный насос НПВ 3600-90.

Напор магистрального насоса (D₂= 460 мм) составит по формуле (3.2.3):

Н_мн=307,3-7,57∙10^-6 3344² =222,65 м,

напор подпорного насоса (D₂= 610 мм) составит:

Н_пн=127-2,9∙10^-6 3344²=94,6м

Далее рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной станции по формуле(3.2.3):

Р= 859,80∙9,81∙(3∙222,65 + 94,6)10^-6 = 6,43МПа

рабочее давление превышает допустимое значение Рдоп=6,4 МПа,примем для всех магистральных насосов значение диаметра рабочего колеса D₂=425mm,тогда напор магистрального насоса составит:

Н_мн=276,8-7,1∙10^-6 3344²=197,41 м,

а рабочее давление:

Р = 859,80∙9,8 l∙(3∙197,41+ 94,6)10^-6 = 5,79МПа

Условие 5,79 МПа < 6,4 МПавыполняется, поэтому для дальнейших расчетов примем диаметр рабочего колеса магистрального насоса В₂=425мм.

4.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода

4.3.1 Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле(3.3.1), подставляя рекомендуемую ориентировочную скорость перекачки w₀ =1,85 м/с(рис.3.3.1):



По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода - 820 мм.Значение наружного диаметра также можно определить по табл. З.З.1, в зависимости от производительности нефтепровода- D_H= 820 мм.

По прил.1. выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ 14-3-14-25-86 из стали марки 13 Г2АФ ( временное сопротивление стали на разрыв σ_вр=530 МПа, σ_т=363 МПа коэффициент надежности по материалу к₁=1,47). Перекачку предполагаем вести по системе «из насоса в насос», то п_р=1,15;так как

D_H=820 <1000 мм, то k_н=1.
4.3.2. Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2):



4.3.3. Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по
формуле (3.4.1):

= 8,24мм

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного значения и принимаем толщину стенки равной 9 мм.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из формулы (3.4.3).

4.3.4 Определяем абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов по формулам (3.4.7) и (3.4.8):

.



Для дальнейшего расчета принимаем большее из значений, ΔТ=91,9 град.

4.3.5 Рассчитаем продольные осевые напряжения σ_{пр N} по формуле (3.4.5):



Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений, поэтому вычисляем коэффициент ψ₁по формуле (3.4.4).


4.3.6 Пересчитываем толщину стенки из условия (3.4.3):



Таким образом, принимаем толщину стенки 12 мм.
4.4 Расчет прочности и устойчивости нефтепровода
4.4.1 Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию (3.5.1). Вычисляем кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по формуле (3.5.3):


4.4.2 Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб определяется по формуле (3.5.2), так как нефтепровод испытывает сжимающие напряжения:

Следовательно,

= 0,468x324,5=151,87 МПа,

Так как |-126,80 | <151,87 МПа,то условие прочности (3.5.1) трубопровода выполняется.

4.4.3 Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям (3.5.4) и (3.5.5). Вычисляем комплекс:


где

4.4.4 Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от

действия нормативной нагрузки - внутреннего давления по формуле (3.5.7):



4.4.5 Вычисляем коэффициент по формуле(3.5.8):



4.4.6 Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе по формуле (3.5.6), принимая минимальный радиус изгиба 800 м:




192 МПа<363 МПа - условие (3.5.5) выполняется.
0,625x363 =226,9МПа > /-269,8/МПа - условие (3.5.4) не выполняется
, (3.5.4)

, (3.5.5)
Так как 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):



4.4.7 Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и

площадь сечения металла трубы по формулам (3.5.11)и (3.5.12):

S = 0,03[(0,5-0,3) 220,8 + l,2 l0^-5 2,06xl0⁵ 91,9] = 0,03(44,16 + 227,18) = 8,14МH,

F = (0,82² - 0,796²)= (0,6724 - 0,633б)= 0,03м²

Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле (3.5.17):

q_м = 0,95 78500 0,03 = 2237,3 Н/м

Определяем нагрузку от собственного веса изоляции по формуле (3.5.18):

q_u= 0,1x2237,3 = 223,7 Н/м

Определяем нагрузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины по формуле (3.5.19):

q_пр= 859,8 9,81х = 4195,3 Н/м

Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачивающей нефтью по формуле (3.5.16):

q_mp= 2237,3 + 223,7 + 4195,3 = 6656,3 Н/м

Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом по формуле (3.5.15)

:

Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле (3.5.14):

Р₀ = 3,14 0,82х(20000 + 8220,9 tgl5°)= 33377 Па

Определяем сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам (3.5.20), (3.5.21) :


J= (о,82⁴ -0,796⁴)= 0,00248 м⁴

Определяем критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом по формуле (3.5.13)



Следовательно

= 0,9 13,26 10⁶ = 11,9 МН
Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле (3.5.22):



Следовательно

= 0,9 91,5=82,4 МН

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству (3.5.10) обеспечена:

8,14 МН<13,26 МН; 8,14 МН<82, МН.
4.4.8 Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем:




По графику рис.3.5.1 находим β_N =23.

Определяем критическое усилие для криволинейных участков
трубопровода по формулам (3.5.23), (3.5.24):



H

Из двух значений выбираем наименьшее и проверяем условие (3.5.10)

0,9x9,09x10⁶=8,18 МН>8,14 МН

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

4.5 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций

4.5.1 Определяем секундный расход нефти и ее среднюю скорость по формулам (3.6.1) и (3.6.2):





4.5.2 Определяем режим течения:



Так как Re>2320 режим течения жидкости турбулентный.

4.5.3 Определим зону трения:

Для этого определяем относительную шероховатость труб при k_э=0,05 мм:



Первое переходное число Ренольдса:



Второе переходное число Ренольдса:



Так как Re< Re_Ι ,то течение нефти происходит в зоне гидравлически гладких труб, поэтому коэффициент гидравлического сопротивления вычисляем по формуле из таблицы (3.6.1):



4.5.4 Определяем гидравлический уклон в нефтепроводе по формуле (3.6.7):



4.5.5 Определяем полные потери в трубопроводе (3.6.8), приняв Н_кп=40 м. Так как L>600 м, то число эксплуатационных участков определяем по формуле (3.6.9):




4.5.6 Определяем расчетный напор одной станции по формуле (3.6.11):

Н_ст= 3 197,41 = 592,23 м

4.5.7 Расчетное число насосных станций определяем по формуле (3.6.13):



Если округлить число НПС в меньшую сторону (6 станций), то гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой лупинга. Приняв диаметр лупинга равным диаметру основного трубопровода, найдем значение и длину лупинга по формулам (3.6.15) и (3.6.14):





п₁ - округленное меньшее целое число перекачивающих станций.

При D=D_лвеличина ω= .

Построим совмещенную характеристику нефтепровода постоянного диаметра и нефтепровода, оборудованного с лупингом и нефтеперекачивающих станций. Результаты вычислений представлены в таблице 4.5.1. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода в диапазоне от 1000 до 4000 м³/ч с шагом 500 м³/ч.

Таблица 4.5.1 Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих

станций

Рас­ход Q, м3/ч	Напор насосов		Характеристика трубопровода			Характеристика нефтеперекачивающих станций
	Hм, м	Нп,м	с постоян­ным диаметром Н=1,02 iLp+Δz+ N0hocm	с лупингом Н=1,02 i[LP-h(l-ω)]+Δz+ Nэhост	14		18	19	20	21
1000	269,7	124,1	606,6	552,3	4024		5102,8	5372,5	5642,2	5911,9
1500	260,8	120,5	1115,2	1004,8	3892,2		4935,4	5196,2	5457	5717,8
2000	248,4	115,4	1767,9	1585,4	3708,4		4702	4950,4	5198,8	5447,2
2500	232,4	108,9	2556,1	2286,6	3471,4		4401	4633,4	4865,8	5098,2
3000	212,9	100,9	3480,1	3108,6	3182,4		4034	4246,9	4459,8	4672,7
3500	189,8	91,5	4522,6	4036,0	2840,2		3599,4	3789,2	3979	4168,8
4000	163,2	80,6	5675,4	5061,5	2446		3098,8	3262	3425,2	3588,4