Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (800 руб.)

Расчёт линейной части трубопровода

Дата закачки: 28 Апреля 2016
Продавец: Алексей
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Рассчитать линейную часть трубопровода:
1) Определить исходные данные;
2) Определить толщину стенки нефтепровода;
3) Выполнить расчет прочности и устойчивости нефтепровода;
4) Рассчитать количество бетонных пригрузов участка нефтепровода прокладываемого через болото;
5) Определить необходимое количество винтовых анкеров;
6) Составление пояснительной записки.

Исходные данные:
1) Одиночный магистральный трубопровод диаметром, d = Ø 0.630 м;
2) Температура транспортируемого продукта, Тэ = 282 К;
3) Длина 100 км без промежуточных насосных станций;
4) Рабочее давление 7 МПа;
5) Минимальный радиус изгиба принять равным 1000 м.
6) Трубопровод проложен в глинистом грунте с γгр=16,8 кН/м3;
7) Плотность нефти принять ρр=850 кг/м3;
8) Длина участка проложенного в болоте ℓт=6000 м;
9) Угол поворота оси трубопровода принять равным 150;
10) Радиус кривизны траншеи R=1000 м
Как уже отмечалось, основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть, представляющая непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную вдоль трассы тем или иным способом. Линейная часть трубопровода прокладывается в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Наряду, с участками, обладающими большой несущей способностью, вдоль трассы часто встречаются участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки, участки многолетнемерзлых грунтов и др. Кроме того магистральные трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих соответствующих конструктивных решений, которые обеспечивают как надежную работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых искусственных сооружений по их прямому назначению.
В настоящее время при сооружении магистральных трубопроводов применяют подземную, полуподземную, наземную и надземную схемы.
Подземная схема укладки является наиболее распространенной (98% от общего объема сооружаемой линейной части). При подземной схеме (рисунок a) отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной поверхности грунта.
Полуподземная схема укладки (рисунок б) предусматривает сооружение трубопровода, при которой нижняя образующая трубы расположена ниже, а верхняя выше дневной поверхности грунта.
Наземная схема укладки (рисунок в) характеризуется тем, что нижняя образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта пли выше (на грунтовой подушке). При наземной укладке трубопровод обваловывается привозным пли местным грунтом.
Надземная схема укладки предусматривает сооружение трубопровода над землей (рисунок г) на опорных устройствах различного рода.
Подземная схема укладки применима в любых районах России. Однако эта схема для участков ряда районов может оказаться экономически невыгодной по сравнению с другими схемами. Такими участками являются: участки многолетнемерзлых грунтов при перекачке по трубопроводу продукта, длительное, время имеющего положительную (выше 0° С) температуру: участки горных выработок со значительными смещениями грунта, если трубопровод укладывается без специальных компенсирующих устройств; участки активных оползней в горных районах; участки пересечения горных рек с блуждающими и сильно размываемыми руслами.
Кроме того, всесторонне должен рассматриваться вопрос о целесообразности подземной укладки (особенно газопроводов) на участках с высоким стоянием грунтовых вод. Необходимость специальной балластировки и надежного антикоррозионного покрытия значительно удорожает стоимость строительства. В этом случае следует подземную схему сравнить с другими возможными схемами и выбрать наиболее целесообразный вариант с учетом комплекса требований, предъявляемых к газопроводу на данном участке

Рисунок 7 - Схемы укладки трубопроводов

Наземную и полуподземную схемы укладки применяют в сильно обводненных и заболоченных районах. Наземная укладка позволяет избежать дорогостоящей балластировки для труб средних и крупных диаметров. Наземную укладку стали применять и на участках с пылеватыми мелкодисперсными грунтами при высоком стоянии грунтовых вод (на газопроводе Игрим — Серов, Ухта — Торжок и др.). Недостатком ее является плохая устойчивость грунта насыпи, который иногда оползает, а труба оголяется.
Область применения полуподземной и наземной схем укладки более ограничена, чем подземной. Это объясняется тем, что устройство грунтового валика над трубой из параллельной канавы — резерва или из привозного грунта нарушает естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает искусственное препятствие для движения транспорта. Применять полуподземную и наземную схемы укладки в густо заселенных районах, на сельскохозяйственных угодьях, как правило, нецелесообразно.
Надземную схему укладки трубопроводов применяют в основном при переходах через искусственные и естественные препятствия, районы горных выработок, участки многолетнемерзлых грунтов. Ограниченное распространение надземной схемы укладки объясняется двумя причинами. Первая причина заключается в особом характере строительно-монтажных работ. Если укладки трубопроводов всех других видов могут быть почти полностью механизированы я выполняться как единый технологический процесс, то надземная укладка и силу особенностей конструкции надземного трубопровода существенно усложняет процесс строительства. Хотя при надземной схеме земляные работы почти исключаются, однако добавляются более сложные специальные работы по созданию опор, установке и закреплению трубы на опорах. Последние две операции требуют от строителей специальных профессиональных навыков, а также постоянного высокоточного геодезического обслуживания.
Кроме того, при надземной укладке число кривых вставок намного превышает их число при других видах укладки.
1.4 Потери напора по длине нефтепровода

Как уже отмечалось, движение любой жидкости (в том числе и нефти) в трубопроводе подчиняется формуле Бернулли. Отметим сначала неко¬торые особенности уравнения применительно к напорному трубопроводу одного диаметра, выполненному из одного материала.
Поскольку условия протекания жидкости на каждой единице длины таких труб будут одинаковы, то потери напора на трение будут также одинаковы.
Линия гидравлического уклона будет прямой. Поскольку движение жидкости
Рисунок 8 - Схемы к определению пропускной способности нефтепровода

в трубопроводе будет равномерным, то скорость ее движения будет одинаковой по всей длине, это означает, что линия ОО2 , называемая линией пьезометрического напора, будет по всей длине параллельна линии полного напора ОО1 учитывающий не только напор, создаваемый за избыточного давления, и скоростной запор v2/2g. Соответственно отрезок ОО2 будет равен отрезку ОО1 =hr т. е. падение пьезометрической линии ОО2 будет таким же как и падение напорной линии ОО1..
Как известно из курса гидравлики, потеря напора от трения по длине трубопровода является функцией нескольких величин: так называемого гидравлического сопротивления, характеризуемого коэффициентом λ, длины I и диаметра D трубопровода, скорости течения жидкости и определяется по формуле Дарси — Вейсбаха .

Рассмотрим одну из важных особенностей течения жидкости по трубопроводу, определяющую гидравлический режим трубопровода при заданных пропускной способности Q, длине I и внутреннем диаметре D н трубопровода.
Пусть заданы два продольных профиля участков местности, по которым должны быть проложены трубопроводы одинакового диаметра, из точки А в точку К. Давление, создаваемое на выходе из НС одинаково на обоих трубопроводах и равно р. Давление в точке К— атмосферное, т. е. р2 = 0.
Если бы перекачивалась идеальная жидкость, то линия гидравлического уклона в обоих случаях была бы горизонтальной 00. Поскольку нефть является жидкостью реальной, то по длине трубопровода происходит уменьшение начального давления р или напора р/q, обусловленное потерями напора на трение. Соответственно в обоих случаях линии гидравлического уклона будут иметь вид, показанный сплошной линией ООХ. По схеме напор, созданный в начальной точке А, обеспечивает компенсацию потерь напора на трение и всех подъемов рельефа, а по схеме линия гидравлического уклона встречается с линией трубопровода в точке С. Проана¬лизируем этот случай. Чтобы нефть пришла в конечный пункт, потери напора на трение должны быть уменьшены так, чтобы линия гидравлического уклона по крайней мере коснулась точки К (линия ООг).

Рисунок 8 - Схема к определению гидравлического уклона

В соответствии с  

так как по условию р2 = р2 = 0, то
z2-z1=hr2-hr1
Поскольку z2-z1 >0, то hr2> hr1.
При одинаковых (в соответствии с принятыми исходными данными) λ, l, DВН.

Следовательно, если по одному трубопроводу (пропускается заданное количество нефти Q со скоростью v2), то по другому трубопроводу это количество нефти не пройдет, так как скорость движения ее v1 уменьшится из-за преодоления геодезической высоты z2-z1. Скорость v1 можно найти при величине hr1.
Для того, чтобы пропустить по первому трубопроводу заданное количество продукта, необходимо увеличить скорость его движения. Это можно сделать, создавая соответствующий гидравлический уклон за счет установки насосной станции в точке С, поднимающей в трубопроводе напор до значения при котором линия гидравлического уклона будет параллельна.
Таким образом, при гидравлическом расчете трубопровода возникают две взаимосвязанные задачи: расстановка НС и определение гидравлического уклона, при которых обеспечивается пропуск необходимого количества нефти или нефтепродукта.



Коментарии: В ходе выполнения данной курсовой работы, мною были изучены сведения о магистральных нефтепроводов. Выполнен патентно-информационный обзор, проведен расчет линейной части трубопровода. Для расчета линейной части трубопровода.
При расчете линейной части нефтепровода, были выбраны следующие исходные данные: сталь марки 12Г2С (σвр- 490 МПа, σт- 343 МПа). Труба относятся к II категории прокладки, включающая прокладку через болото. Расстоянием 6000 метров. Рабочее давление 7 МПа.
Исходя из условия прочности, общая устойчивость прямолинейных участков
нефтепровода обеспечена.
При проверке на устойчивость криволинейных участков, было выявлено, что нужно увеличить толщину стенки до 11 мм. И увеличить радиус упругого изгиба трубопровода до 1084 мм.
При прокладке трубопровода через болото необходимо 982 шт. пригрузов и 2797 шт. анкеров.




Размер файла: 753,2 Кбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

-------------------
Обратите внимание, что преподователи часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите что бы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0





Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Расчёт линейной части трубопровода

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт




Сайт помощи студентам, без посредников!