МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УХТИНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ

МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ

Методические указания к выполнению контрольных работ по курсу «Проектирование газонефтепроводов, насосных и компрессорных станций»

для студентов всех форм обучения

специальности 090700

УХТА 1999

УДК 622.691.053 (075.8)

Ж 84

Жуйко П.В., Ягубов Э.З., Новикова О.А. Магистральные нефтепроводы:

Методические указания. – Ухта: УИИ, 1999. – 16с.

Методические указания предназначены для руководства при выполнении практических заданий и контрольных работ по курсу «Проектирование газонефтепроводов» для студентов 4 курса очной и заочной форм обучения специальности 090700. Методические указания могут быть использованы при выполнении курсовых и дипломных проектов.

Методические указания рассматривают основные принципы прочностного расчета трубопроводов. Содержание указаний соответствует рабочей учебной программе.

Методические указания рассмотрены и одобрены кафедрой ПЭМГ от 16.12.98 пр. №5.

Рецензент доц., к.т.н. Туровский Ю.Ф.

Редактор Кателина Л.В.

В методических указаниях учтены предложения рецензента и редактора.

План 1999 г., позиция 13.

Подписано в печать 05.01.99 г. Компьютерный набор

Объем 16 с. Тираж 50 экз. Заказ № 96

© Ухтинский индустриальный институт, 1999

169400, г. Ухта, ул. Первомайская,. 13.

Отдел оперативной полиграфии УИИ

169400, Г. Ухта, ул. Первомайская,. 13.

ЗАДАНИЕ № 1

(Вариант выбирается по сумме 2-х последних цифр зачетки)

Определение толщины стенки трубопровода. Расчет на прочность

В соответствии с выбранным наружным диаметром трубопровода по таблице1 выбирается марка стали, из которой эти трубы изготавливают (табл. 2).

Толщина стенки трубопровода в см рассчитывается по формуле

, (1.1)

где - наружный диаметр трубопровода, см;

- рабочее давление в трубопроводе, МПа, (табл.1);

- коэффициент перегрузки, принимаемый приближенно для нефтепроводов диаметром 700-1400 мм равным 1,15 и для нефтепроводов диаметром менее 700 мм равным 1,1;

- расчетное сопротивление, МПа, определяемое по формуле

, (1.2)

где - минимальное значение временного сопротивления металла труб, МПа (табл. 2);

m – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл. 3 с учетом (табл. 4);

- коэффициент безопасности по материалу, определяемые по табл. 5 с учетом (табл. 5а);

- коэффициент надежности (табл. 6).

Затем проверяется, нет ли осевых сжимающих напряжений в трубопроводе, по формуле

, (1.3)

где  - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали

 = 1,2 ^. 10^-5 1/⁰С);

Е – модуль упругости металла (для стали Е = 2,05 ^.10⁵ МПа);

t – расчетный температурный перепад, равный разности между максимальной температурой эксплуатации и минимальной температурой укладки трубопровода

( если t < 40⁰С, то принимается t = 40⁰С).

Если < 0, т.е. возможны осевые сжимающие напряжения, определяется коэффициент , учитывающий двухосное напряженное состояние труб

, (1.4)

и уточняется значение толщины стенки по формуле

. (1.5)

Если > 0, то уточнения  по формуле (2.5) не производится.

Далее проверяется прочность подземного трубопровода по условию

, (1.6)

где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб при 0, равный единице, а при < 0, определяемый по формуле

, (1.7)

где - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа

. (1.8)

Толщину стенки труб, определенную по формулам (1.1) и (1.5), следует принимать не менее 1/140D_н, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм – для труб условным диаметром свыше 200 мм.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. При этом минусовой допуск на толщину стенки труб не учитывается.

Данные для задания №1

1.Опрделить толщину стенки трубопровода. Провести расчет трубопровода на прочность

Исходные данные	Варианты
	1/2	3/4	5/6	7/8	9/10	11/12	13/14	15/16	17/18	19/20
1. Производительность трубопровода G, (млн. т/год)	6//7	7/8	8/9	9/10	10/11	11/12	12/13	13/14	6/9	5/9
2 Температура эксплуатации, 0С	-40/-30	-35/-20	-35/-40	-25/-34	-40/-33	-28/-25	-34/-33	-40/-38	-35/-30	-28/-30
3.Максимальная температура грунта, 0С	14/16	15/18	14/12	17/11	12/14	15/17	13/14	12/10	13/14	16/15

ЗАДАНИЕ № 2

Определение количества насосных станций и выбор оборудования насосных станций

Технологический расчет нефтепровода ведется для самых невыгодных условий, каковыми являются зимние условия с наиболее низкими температурами. Свойства нефти определяют для температуры на глубине заложения оси нефтепровода. Расстояние от поверхности грунта до верхней образующей трубопровода принимают равным 0.8 м, прибавив радиус трубопровода, который выбирают по заданной пропускной способности G по табл. 1и получают глубину заложения оси трубопровода Н_З.

, [м] (2.1)

Плотность (_t ) нефти (жидкости)на расчетную температуру на глубине заложения трубопровода находят по формуле

,[кг/м³] (2.2)

где ₂₀ – плотность нефти при температуре 20⁰С, кг/м³;

- температурная поправка, кг/м^{3 0}С

, (2.3)

Пересчет вязкости при расчетной температуре _t производится по формуле

, (2.4)

где – коэффициент кинематической вязкости при температуре t₁, м²/с;

u – коэффициент, значение которого определяется по известным значениям вязкостей при двух температурах

. (2.5)

Объемный секундный расход нефти рассчитывается по формуле

, (2.6)

где G – производительность трубопровода, т. год.

Определение режима потока

Определяем число Рейнольдса

. (2.7)

Re <2300, то режим потока ламинарный;

2300 < Re < Re _{1 пер} – поток турбулентный в зоне гидравлически гладких труб; Re _{1 пер} < Re < Re _{2 пер} – поток турбулентный в переходной зоне;

Re > Re _{2 пер} – зона квадратичного трения.

Переходные значения числа Рейнольдса определяются по формулам

(2.8)

и

, (2.9)

где – эквивалентная шероховатость труб, значения которой приведены в табл. 7.

Определение гидравлического уклона

Гидравлический уклон i находится по формуле

, (2.10)

где g – ускорение свободного падения, м/с²;

- коэффициент гидравлического сопротивления.

Коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от режима потока рассчитывается по формулам:

а) для ламинарного режима потока по формуле Стокса

; (2.11)

б) для турбулентного режима в зоне гидравлически гладких труб по формуле Блазиуса

; (2.12)

в) для турбулентного режима в переходной зоне по формуле Альтшуля

; (2.13)

г) для зоны квадратичного трения по формуле Никурадзе

, (2.14)

где относительная шероховатость труб:

. (2.15)

Определение полной потери напора

Полные потери напора в трубопроводе Н определяют по формуле

, (2.16)

где 1,01 – коэффициент, учитывающий местные сопротивления в трубопроводе;

 - разность отметок конца и начала трубопровода, м;

L - длина трубопровода, м.

Определение числа насосных станций

Число насосных станций определяется приближенно по формуле

, (2.17)

где h – дополнительный напор, слагаемый из потерь в коммуникациях станции и величины передаваемого давления, требуемого для обеспечения работы основных насосов без кавитации (табл. 8), м³/ч;

Н _ст- напор на выходе насосной станции

, (2.18)

где р – допускаемое давление в трубопроводе, МПа, (табл.1);

_t - плотность при расчетной температуре, кг/м³.

Число станций округляется, как правило, до ближайшего, большего целого числа.

Выбор основного оборудования

По заданной пропускной способности определяется марка насоса (табл. 9).

Разделив значение напора станции на величину напора насоса при заданном расходе, находится количество насосов на одной станции. При этом на каждые 3 рабочих насоса принимается 1 резервный.

Подбирается электродвигатель для насосов (табл. 9), исходя из потребной мощности, рассчитываемой по формуле

, (2.19)

где N_н – мощность электродвигателя, кВт;

– напор, развиваемый насосом, м;

– подача насоса, м³/с;

- КПД насоса, в долях единицы.

В соответствии с требуемым кавитационным запасом подбирают подпорные насосы для головной насосной станции и промежуточных насосных станций с емкостью (табл.9).