Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Альметьевский государственный нефтяной институт

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

2581

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

15.05.2015

Размер:

1.11 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 12 / 102 3 4 5 6 7 8 9 10 > Следующая >>>

НИ

ка

Рисунок 1.1 - Номограмма для опреде ения коэффициента βn при проверке

устойчивости криволинейного тру опровода (стрелками показано, как

определяется βn=20 при Zβ=150 и θβ=0,04)

Задание №1 к практической и контрольной работе.

Определить толщину стенкиб

нефтепровода диаметром D и длиной L,

рассчитанного на рабочее давление P, категория участка, температура стенки

трубы при

tэ, температура

фиксации расчетной

схемы

эксплу т ции –

трубопровода – tф, плотаяость

нефти ρ.

Выполнить

расчет прочности, на

недопустимость пластических

деформаций и

устойчивости

нефтепровода.

Изготовителя труб принять по приложению 1. Данные по вариантам принять из

таблицы 1.1

Таблица 1.1 - Варианты заданий к работе № 1

tф

tэ

№

Диаметр

Длина

Рабочее

Категория

Грунты

Плотность,

вар.

D, мм

L, км

давление Р,

участка

ρ, кг/м

МПа

1220

100

4,5

-33

Гравелистый песок

850

1020

150

6,4

-35

Песок

средней

840

крупности

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com


	3		820				200		5,0																НИ
	3		820				200		5,0			-40				16			II	Мелкий песок					750
	4		720				250		5,2			-39				14			III	Пылеватый песок					770
	5		630				300		5,4			-38				8			IV	Супеси					780
	6		530				350		5,6			-37				12			IV	Суглинки					870
	7		530				400		5,8			-36				6			I	Глины					840
	8		630				450		6,0			-34				18			II	Гравелистый песок					830
	9		720				500		6,2														А	Г
	9		720				500		6,2			-32				20			III	Песок		средней			890
																				крупности
	10		820				550		6,4			-31				22			IV	Мелкий песок					810
	11		1020				600		4,6			-37				4			IV	Пылеватый песок					850
	12		1220				120		4,8			-36				10			IV	Супеси	ка				840
	12		1220				120		4,8			-36				10			IV	Супеси					840
	13		820				180		5,1			-34				16			I	Суглинки					750
	14		720				220		5,3			-32				14			II	Глины					770
	15		630				280		5,5											е
	15		630				280		5,5			-31				8			III	Гравелистый песок					780
	16		530				320		5,7			-33				12			IV	П сок		средней			870
																				крупности
	17		1220				380		5,9			-35				6			III	М лкий п сок					840
	18		1020				420		6,1			-40				18			IV	Пылеватый песок					830
	19		820				480		6,3			-39				20			IV	Супеси					890
	20		720				520		5,1										и	тСуглинки
	20		720				520		5,1			-38				22			I	тСуглинки					810
	21		630				580		5,3			-39				4			IV	Глины					780
																		л	о
	22		530				80		5,5			-38				10			IV	Гравелистый песок					870
	23		1220				110		5,7			-37				16			I	Песок		средней			840
																б				крупности
																				крупности
	24		1020				310		5,9			-36				14			II	Мелкий песок					830
	25		820				240		6,1			-34				8			III	Пылеватый песок					890
	Пример 1.1					Определить толщ					ну			и					трубы	участка		магистрального
	Пример 1.1					Определить толщ					ну				стенки				трубы	участка		магистрального
												б
	нефтепровода с наружным диаметром 820 мм. Исходные данные для расчета:
	категория участка III							, внутреннее давление – 5,79 МПа, температура стенки
									ая
	трубы при эксплуатации – tэ=20º температура фиксации расчетной схемы
	трубопровода – tф=-41º. Плотность нефти принять равной ρ=859,8 кг/м3.
	Решение							н
	Решение
	1. По приложению1 выбираем, что для сооружения нефтепровода применяются
							о															из стали марки
	трубы Челябинского трубного завода по ЧТЗ ТУ14-3-14-25-86																					из стали марки
					р			е сопротивление стали на разрыв σвр=530 МПа,																σт=363
	13 Г2АФ ( временнн							е сопротивление стали на разрыв σвр=530 МПа,																σт=363
				т
	МПа коэффициент надежности по материалу k1=1,47). Перекачку предполагаем
			к
	вести по сис еме «из насоса в насос», то есть nр=1,15; так как Dн=820 <1000
	мм, то kн=1,					так как нефтепровод III категории, то m = 0,9
	2.	е
	2.	Опр деляем расчетное сопротивление металла трубы по формуле 1.2
	л															12
Э									R =				530х0,9				= 324,5МПа
										1			1,47х1
													1,47х1

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

НИ

3. Определяем расчетное значение толщины стенки трубопровода по формуле

1.1

δ =

1,15х5,79х820

= 8,24мм

2(324,5 +1,15х5,79)

Полученное значение округляем в большую сторону до стандартного

значения и принимаем толщину стенки равной 9 мм.

ка

Dв

= 820 - 2 × 9 = 802мм .

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину

стенки следует определять из формулы 1.3.

4. Рассчитываем внутренний диаметр нефтепровода по формуле 1.7

5. Рассчитываем расчетный перепад температур по формуле 1.6

t = 20 − (−41) =

61град

6. Рассчитаем продольные осевые напряжения σпр N по формуле 1.5

= −1,2х10− 5 х2,06х10

х61 + 0,3л х

1,15х5,79х802

= −61,8МПа.

пр N (−)

2х9

Знак «минус» указывает на нал ч е осевых сжимающих напряжений,

поэтому вычисляем коэффициент ψ1

по формуле 1.4

ая

Ψ1=

- 61,8

1 -

0,75ç

- 0,5

= 0,986

- 0,095

= 0,891

324,50

è 324,50

7. Пересчитываем толщи у стенки по формуле 1.5

1,15х5,79х820

δ = 2(0,891х324,5 + 1,15х5,79) = 9,22мм

Таким браз м,

принимаем толщину стенки 10 мм.

Пример 1.2 Выполнить расчет прочности и устойчивости нефтепровода,

рассмо ренногор

в примере 1.2. Трубопровод проложен в суглинках.

Решениет

1. Вычисляемк

кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления по

формуле 1.10

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

σ КЦ =

1,15х5,79х800

= 266,34МПа

НИ

2х10

Коэффициент,

учитывающий

двухосное

напряженное

состояние металла

труб определяется по формуле 1.9, так как нефтепровод испытывает

сжимающие напряжения

ψ 2 =

æ 266,34 ö

266,34

1 -

0,75 × ç

- 0,5 ×

= 0,703 - 0,410 = 0,293

324,5

è 324,5

ка

Следовательно,

ψ 2 R1= 0,293х324,5=95,08 МПа,

Так

как

− 61,80 <95,08 МПа,

то

условие

трубопровода

прочнос и 1.8

выполняется.

Для

предотвращения

недопустимых

пластических

деформаций

трубопроводов проверку производят по ус овиям 1.11, 1.12

Вычисляем комплекс:

0,9х363

= 363МПа,

0,9kн

0,9х1

где R2н= σт=363 МПа.

ая

4. Для проверки по деформаци м находим кольцевые напряжения от действия

нормативной нагрузки – внутреннего давления по формуле 1.15

σ кцн

= 5,79х800 = 231,6МПа

2х10

5. Вычисляем коэффициент ψ 3

по формуле 1.14

æ 231,6 ö2

æ 231,6 ö

1 - 0,75 × ç

- 0,5 ×

÷ = 0,833 - 0,319 = 0,514

ψ 3

è 363

6. Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе

по формуле 1.13, принимая минимальный радиус изгиба 800 м

σ ПРН

= 0,3 × 231,6

-1,2 ×10

−5 × 2,06 ×105 × 61 + 2,06х105 х0,82 = 24,3МПа

2х800

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

σ ПРН = 0,3 × 231,6 - 1,2 ×10−5 × 2,06 ×105 × 61 -

2,06х105 х0,82

= -186,9МПа

НИ

2х800

-186,9

МПа<0,514 × 363 = 186,6 МПа – условие 1.11 не выполняется.

231,6МПа ≤ 363МПа – условие (1.12) выполняется

Так как проверка на недопустимые пластичные деформацииГ

не

соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях

необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, реш я уравнение

1.16

ка= 802м

R ³

2,06 ×105 × 0,82

× (186,6 -

1,2 ×10−5 × 2,06 ×10

5 × 61- 0,3 × 231,6

)

7. Определяем эквивалентное осевое усилие в сечении трубопровода и площадь

сечения металла трубы по формулам 1.18 и 1.19

S = 0,0254 ×[(0,5 - 0,3)х266,34 + 1,2х10−5

5 х61]

= 5,18МН ,

х2,06х10

F =

3,14

× (0 ,82 2 - 0 ,8 2

)

= 0 ,0254 м 2

8. Определяем нагрузку от собственного веса металла трубы по формуле 1.24

= 1894,2Н / м

м = 0,95х78500х0,0254

9.Определяем нагрузку от со ственного веса изоляции по формуле 1.25

qи

= 0,1бх1894,2 =189,4Н / м ,

10. Определяем н грузку от веса нефти, находящегося в трубопроводе

единичной длины по формуле 1.26

ая

3,14х0,82

qпр

= 859,8х9,81х

= 4237,6Н / м

11. Определяем нагрузку от собственного веса заизолированного трубопровода

с перекачивающей нефтью по формуле 1.23

qтр

= 1894,2 + 189,4 + 4237,6 = 6321,2Н / м

12. Определяем среднее удельное давление на единицу поверхности контакта

трубопровода с грунтом по формуле 1.22

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

0,82

0,82 ö

öù

НИ

2 ç

2х0,8х16800х0,82х

ç0,8

ç0,8 +

÷tg

+ 6321,2

êè

ø è

Ргр =

=14805,4Па

3,14х0,82

13.Определяем сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка

трубопровода единичной длины по формуле 1.21

P = 3,14х0,82х(20000 + 14805,4 × tg150 )= 60648Па

14.Определяем сопротивление вертикальным перемещениямА

отрезка

трубопровода единичной длины и осевой момент инерции по формулам 1.27,

1.28

ка

0,82

3,14х0,82 ö

qверт

= 0,8х16800х0,82хç0,8

+ 6321,2 = 16109,3Н / м ,

3,14

J =

(0,82

- 0,8

)= 0,00209м

15.Определяем критическое

усилие

для

участков

в случае

прямол нейных

ие 1.20

пластической связи трубы с грунтом по форму

2 х(2,06х1011 )5 х0,002093 =13,58х106 Н .

Nкр(1) = 4,0911 606482 х16109,34 х0,0254

Следовательно

mN(1)

0,9х13,58х106 =12,22МН

кр

ая

16.Определяем продольное критическое усилие для прямолинейных участков

подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом по формуле 1.29

Nкр(2)

= 2

5х0,82х2,06х105 х0,00209 = 84МН

Следователь о

mN(2)

= 0,9х84= 75,6МН

кр

17.Проверка

бщей устойчивости трубопровода в продольном направлении в

плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству 1.17

обеспечена:р

5,18 МН<12,22МН; 5,18МН<75,6МН.

18. Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов,

выполненныхе

с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем:

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

НИ

60648х0,0254

θβ =

= 0,037 ; Zβ =

16109,3х0,00209

= 202,2 .

8023

16109,3

2,06х1011 х0,00209

По графику рисунка 1.1, находим βN=22.

19.Определяем критическое усилие для криволинейных участков трубопроводаГ

по формулам 1.30, 1.31

ка

Nкр(3)

= 223

= 10,6х106 Н ,

16109,32 х2,06х1011 х0,00209

Nкр(4) = 0,375х16109,3х802 = 4,84х106 Н .

Из двух значений выбираем наименьшее и пров ря м условие 1.17

0,9 × 4,84 ×106 = 4,35 ×106 Н ³ 5,18МН е

Условие устойчивости криволинейных участк в не выполняется.

Так

как условие

устойчивости

при упругом

озгибе

не

выполняется, то

обеспечить устойчивость можно уве ичением радиуса упругого изгиба.

Минимальная его величина будет равна

5,18 ×106

Rmin =

= 953м .

0,375 × m × qверт

0,375

× 0,9 ×16109,3

ирадиус

Итак, достаточно

увеличить

изгиба

до

953

и устойчивость

ая

нефтепровода при упругом изгибе будет обеспечена.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ №2

Гидравлический р счет магистрального нефтепровода

Цель

практического

занятия:

выполнить

гидравлический расчет

ефтепровода,

построить

совмещенную

характеристику

магистрального

нефтеперекачивающейн

станции и нефтепровода.

2.1 Методика гидравлического расчета магистрального нефтепровода

2.1 Определяем расчетную плотность нефти при Тр по формулам

ρΤ

ρ293

(2.1)

1+ βΡ (T - 293)

ρΤ = ρ293

или

+ ξ (293 - T) ,

(2.2)

ξ = 1,825 - 0,001315ρ293

(2.3)

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

где βр – коэффициент объемного расширения (приложение 7 ), 1/К

НИ

ξ – температурная поправка (приложение 7), кг/(м3 К),

ρ293 – плотность нефти при 293К, кг/м3

2.2 Определяем расчетную кинематическую вязкость:

а) по формуле Вальтера (ASTM)

lglg(ν Τ + 0,8) = a + blgTΡ ,

ка

(2.4)

lgê

+blgΤ

- 0,8 ,

(2.5)

ν = 1010a

a = lglg(ν1 + 0,8) - blgT1 ,

(2.6)

é lg(ν1 + 0,8) ù

b =

lg(ν

+ 0,8)û

(2.7)

lgT1 - lgT2

где νт – расчетная кинематическая вязкость, мм2/с;

Т1, Т2, мм2/с;

ν1, ν2 – кинематическая вязкость при абсолютных температурахо

a, b – эмпирические коэффициенты.

б) по формуле Рейнольдса - Филонова

ν Τ =ν1 exp[-

(Т - Т1 )],

(2.8)

ν 2

и =

(2.9)

T - T

ая

где и – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К.

Достаточно

точная

зависимость

обеспечивается по

формуле

2.8 в

интервале Т2<Тр<Т1. В ост льных случаях предпочтительней использовать

формулу 2.4.

2.3 Определяем расчет ую часовую пропускную способность нефтепровода

Q = 24N ρ

(2.10)

GГ

нп

где GГ – годоваяо

производительность нефтепровода, млн.т/год;

ρТ - расче ная плотность нефти, кг/м3;

kнп- оэффициент неравномерности перекачки и принимается равной:

для трубопроводов, прокладываемых параллельно с другими нефтепроводами и

образующих систему – 1,05;

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

однониточных нефтепроводов, подающих нефть к нефтеперерабатывающему

НИ

заводу, а также для однониточных нефтепроводов, соединяющих систему – 1,07;

однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе

трубопроводов – 1,10.

NР – расчетное число рабочих дней в году (приложение 8), сутки.

2.4

соответствии

найденной расчетной часовой

производительности

нефтепровода подбираем основные насосы нефтеперекачивающей станцииА

исходя

из условия

0,8Qном<Qч<1,2 Qном,

(2.11)

где Qном - подача выбранного типа насосов при максимальномкак.п.д. (приложение

9 табл. 2.3)

Если условие

(2.11) выполняется для двух тип в насосов, то дальнейшие

расчеты выполняются для каждого из них. Аналог чно подбираются подпорные

насосы (приложение 9 табл.2.1).

2.5

Согласно приложениям 2 и 3,

выбираем насосы с наибольшим диаметром

ротора и рассчитываем напор этих насосовлпри найденной расчетной часовой

производительности

–вQ ч2

Нмн(пн)=Н0+аQч

(2.12)

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

ая

−6

соединяются последовательно по схеме – три работающих плюс один

резервный.

2.6 Рассчитываем рабочее д вление на выходе головной насосной станции

Р = ρΤ g(mмн Н мн

+ Нпн )10

(2.13)

где

g- ускоре ие свободного падения, равное 9,81 м/с ;

mмн –

включенных магистральных насосов (обычно

число п следовательнон

равное 2 или 3);

Нмн, Нпн – напоры магистрального и подпорного насоса при найденной

расчетной производительности.

2.7 Найденное рабочее давление должно быть меньше допустимого из условия

прочности запорной арматуры

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Р<Рдоп,

(2.14)

где Рдоп=6,4 МПа.

Если условие 2.14 не выполняется, то необходимо либо уменьшить число

магистральных

насосов, либо

воспользоваться

сменными роторами меньшего

НИ

диаметра, либо уменьшение расчетного напора путем обточкой рабочих колес по

наружному диаметру.

по приложениюА

2.8

Определяем

внутренний

диаметр

нефтепровода

10, в

зависимости от годовой производительности и рабочего давления.

2.9 По приложению 1 выбирается поставщик и характеристи и материалов труб

2.10 Определяем толщину стенки трубопровода,

пр дполагаяка

, что он

прокладывать подземно

δ =

np РDн

(2.15)

2(× R + n

Р)

где

np – 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:

нб

R1 m

(2.16)

К1К

где R1н -

нормативное

сопротивление растяжению

(сжатию) материала

труб и

ая

сварных соедине ий, определяемое из условия работы на разрывы, равное

минимальному пределунпрочности R1н =σвр ( приложение 1);

m- коэффициент усл вий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов

0,75;

для

III,

категории

трубопроводов

0,9; для В

категории

трубоп оводов m= 0,6;

К 1- оэффициент надежности по материалу (приложение 1);

Кн

– оэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его

диам тра (для Dн≤1000 мм Кн=1, для Dн=1200 мм Кн=1,05).

2.11еОпределяем секундный расход нефти в трубопроводе

<<< < Предыдущая 12 / 102 3 4 5 6 7 8 9 10 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
15.05.20151.16 Mб172274.pdf
#
15.05.2015340.34 Кб92360.pdf
#
15.05.2015134.95 Кб82365.pdf
#
27.04.2019105.16 Кб425.26.27.28.docx
#
15.05.2015402.12 Кб102519.pdf
#
15.05.20151.11 Mб162581.pdf
#
15.05.2015811.25 Кб502602.pdf
#
11.09.2019199.17 Кб726_gotovo.doc
#
11.09.2019226.3 Кб1227_gotovo.doc
#
15.05.2015376.82 Кб552практика.docx
#
18.03.201655.81 Кб183.Пр.процесс.doc