Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

4.11. Вычисляем по формулам (1.50) и (1.49) коэффициенты λТР и λ

λ=1,05 9,084 10−3 =1,057 10−2 . 0,952

4.12. Конечное давление во втором приближении по формуле (1.60)

p′K = 7,292 −93,462 0,637 1,057 102−2 0,8525 297,3 100,833 =5,178 МПа. 105,087 1,3886

4.13. Относительная погрешность определения конечного давления

Полученный результат отличается от предыдущего приближения более 1%. Поэтому приравниваем pK = p′K и уточняем расчеты, начиная с п. 3.

Результаты расчетов приведены в табл. 1.16.

Таблица 1.16

Результаты уточненного теплового и гидравлического расчета линейного участка газопровода

69

4.15.По формуле (1.66) определяется конечная температура газа

ТК =278+(303−278) e−1,985 10−3 100,833 −

На этом уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода можно считать завершенным.

5. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС

На компрессорных станциях газопровода предполагается установка газотурбинных агрегатов ГПА-Ц-16, оборудованных центробежными нагнетателями ГПА-Ц-16/76. Характеристики нагнетателя и газотурбинного привода приведены в табл. 1.10 и 1.11.

По результатам теплового и гидравлического расчета линейного участка определим давление pВС и температуру TВС газа на входе в центробежный нагнетатель: pВС=pК -∆pВС=5,176-0,12=5,056 МПа; TВС= TК=291,7 К.

5.1. Вычисляем по формулам (1.54) и (1.55) при p=pВС и T=TВС значения

70

5.3. Определяем по формулам (1.77), (1.79) и (1.78) плотность газа ρВС, требуемое количество нагнетателей mН и производительность нагнетателя при условиях всасывания QВС

5.4. Задаваясь несколькими значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем QПР и [n/nН]ПР. Результаты вычислений приведены в табл. 1.17.

Таблица 1.17

Результаты расчета QПР и [n / nН]ПР

Полученные точки QПР – [n/nН]ПР наносятся на характеристику нагнетателя и соединяются линией режимов (рис. 1.20).

5.5. Вычисляем по формуле (1.80) требуемую степень повышения давления

ε = 57,056,46 =1,475.

По характеристике нагнетателя (рис. 1.20) определяем расчетные значения приведенных параметров. Проведем горизонтальную линию из ε=1,475 до линии режимов и найдем точку пересечения (А). Восстанавливая

71

72

5.7. Рассчитываем по формуле (1.81) внутреннюю мощность, потребляемую ЦН

5.8. С учетом, что механические потери мощности составляют 1% от номинальной мощности ГТУ, по формуле (1.83) определяем мощность на муфте привода

Ne =15756 +160 =15916 кВт.

5.9. По формуле (1.84) Вычисляем располагаемую мощность ГТУ

NеР =16000 0,95 1 1 1−2,8 283−288 1=15952 кВт. 283

5.10.Проверяем условие Ne ≤ NeP. Условие 15916<15952 выполняется.

5.11.Рассчитываем по формуле (1.85) температуру газа на выходе ЦН

1,31−1

TНАГ =291,7 1,4751,31 0,848 =325,2 К.

73

Магистральные и промысловые трубопроводы находятся в процессе эксплуатации в сложном напряженном состоянии, подвергаясь воздействию не только внутреннего давления, но и многих других нагрузок, проявляющихся в особых ситуациях.

Под прочностью трубопровода будем понимать его способность сопротивляться внутренним и внешним нагрузкам без разрушения. Прочность является сложной функциональной зависимостью между несущей способностью материала, из которого сделаны различные конструкции трубопровода (прямые участки, кривые, отводы, тройниковые соединения и т.п.) и усилиями, возникающими в этих конструкциях под действием внутренних и внешних нагрузок.

Поскольку разрушение трубопроводных конструкций происходит, когда их несущая способность оказывается недостаточной для восприятия действующих в них усилий, то обеспечение прочности трубопровода может достигаться как регулированием физико-механических характеристик материала труб, их размеров (диаметра, толщины стенки), так и изменением величины усилий, действующих в элементах конструкций.

Под устойчивостью трубопровода будем понимать его способность сохранять первоначальное положение при самом неблагоприятном сочетании нагрузок и воздействий.

Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость включает определение толщины стенок труб и соединительных деталей, проведение проверочного расчета принятого конструктивного решения на неблагоприятные сочетания нагрузок и воздействий с оценкой прочности и устойчивости рассматриваемого трубопровода, включая оценку устойчивости положения (против всплытия).

2.1.Нагрузки и воздействия

Согласно СНиП 2.05.06-85* [114], СП 34-116-97 [125] при расчетах магистральных и промысловых трубопроводов должны учитываться нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Нагрузки и воздействия, а также вызываемые ими усилия и

) Глава 2 написана совместно с к.т.н., доц. Волоховым В. Я.

74

напряжения, установленные нормативными документами на основании статистического анализа, называются нормативными и обозначаются здесь и далее с индексом «н». Расчетные значения нагрузок и воздействий определяются умножением нормативных величин на соответствующий коэффициент надежности по нагрузке n, учитывающий возможные отклонения их в неблагоприятную сторону (табл.2.1).

В зависимости от характера действия нагрузки и воздействия по СНиП 2.01.07-85* [112] подразделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные и особые).

К постоянным относятся нагрузки и воздействия, действующие в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода. Расчетные и нормативные значения постоянных нагрузок и воздействий определяются следующим образом.

1. Нагрузка от собственного веса металла трубы

где qм,qмн соответственно расчетная и нормативная нагрузки;

nс.в. - коэффициент надежности по нагрузке от действия собственного веса,

равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения – равный 0,95; γ м- удельный вес материала, из которого

изготовлены трубы (для стали γ м= 78500 Н/м3); F - площадь поперечного сечения стенки трубы; Dвн- внутренний диаметр трубы; Dн- наружный диаметр

трубы.

2. Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов

где qи.п,qин.п,qоб,qобн - соответственно расчетные и нормативные нагрузки от веса изоляционного покрытия и оберточного слоя,

Здесь kиз - коэффициент, учитывающий величину нахлеста; при однослойной изоляции (обертке) kиз = 1,09; при двухслойной изоляции (обертке) kиз = 2,30; δи.п - толщина изоляционной ленты, приведенная для различных материалов в табл. 2.2; ρи.п - плотность изоляционных материалов; δоб - толщина обертки; ρоб - плотность оберточных материалов; g - ускорение свободного падения.

75

Продолжение табл.2.1.

77

Примечание: 1. Знак «+» означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак «-»– не учитываются.

2. Значение коэффициента надежности по нагрузке, указанные в скобках, должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки ухудшает условия работы конструкции.

3.Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней взвешенных частиц.

4.Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно в газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или конденсатом, а в нефтепроводах и в нефтепродуктопроводах попадание воздуха или опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса продукта.

5.Для нефтепроводов нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более на всех промежуточных перекачивающих станциях, работающих без подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной части трубопроводов от воздействия переходных процессов.

Для ориентировочных расчетов надземных переходов вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть установлены на трубопроводе, можно принять равным 10% от собственного веса металла трубы

3. Воздействие предварительного напряжения, создаваемого за счет упругого изгиба при поворотах трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

Продольные изгибающие напряжения σи в этом случае определяются по формуле:

78