Исходные данные к работе
1 параметры l 1 км 13,8 l 2 км 18,5 l 3 км 15,6 d в мм 309 Q r тыс м 3 / ч 36 Р н МПа 5,7 Р к МПа 5,4 h 1 м 240 h 2 м 900 h 3 м 850 h 4 м 960 Р k 2 МПа 5,15 Р k 3 МПа 4,98

Введение
Системы трубопроводного транспорта являются эффективным инструментом реализации государственной политики, позволяющим государству регулировать поставки на внутренние и внешние рынки. Транспорт нефти активно влияет на формирование и развитие ТЭК страны и отдельных регионов, являясь его неотъемлемой частью, и обеспечивает: · перекачку добытых и переработанных энергоресурсов; · выполняет роль распределительной системы комплекса; · транспортировку энергоресурсов на экспорт в страны ближнего и дальнего зарубежья. В ходе выполнения курсовой работы мы должны: Определить пропускную способность, диаметр трубопровода, среднюю скорость нефти, определить режим движения и найти число Re, определить потери напора в трубопроводе, подобрать основное оборудование насосных станций. 2

Расчет пропускной способности для первого участка газопровода.
Исходные данные для расчета: l=13,8 км, δh=900-240=600м, P н = 5,7 МПа , P k 2 = 5,15 МПа , T ср = 274 К Пропускная способность газопровода-отвода с учетом сильно пересеченного рельефа трассы при большом перепаде высот для каждого участка: q=3, 32 p (¿¿ н 2 − p к 2 ×е aδ h ) ×aδ h λ ∆T cp Z cp l ( е aδ h − 1 ) × 10 − 6 d 2,5 × √ ¿ (1.1) где: a = ∆ 14,64 ×T ср × Z ср (1.2) где l- длина рассматриваемого участка, км δh- разность отметок конечной и начальной точек газопровода d- внутренний диаметр трубы P н и P k - абсолютные давления в начале и конце участка газопровода , МПа ∆ - относительная плотность газа по воздуху T cp – средняя по длине газопровода температура транспортируемого газа Z cp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа λ – коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода Коэффициент λ вычисляют по формуле λ = λ тр Е 2 (1.3) Коэффициент сопротивления трению λ тр . вычисляют по формуле 158 ℜ + 2 K d ¿ ¿ λ тр = 0,067 ¿ (1.4) K – Эквивалентная шероховатость труб, для труб без внутреннего гладкостного покрытия К=0,03 мм; Е – Коэффициент гидравлической эффективности , принимается равным 0,95 ∆ - относительная плотность газа по воздуху ∆ = 0,590 3
Коэффициент сжимаемости природных газов Z cp при давлениях до 15 МПа и температурах 250-450 К: Z ср = 1 + А 1 Р пр + А 2 Р пр 2 (1.5) где: А 1 =− 0,39 + 2,03 Т пр − 3,16 Т пр 2 + 1,09 Т пр 3 (1.6) А 2 = 0,0423 − 0,1812 Т пр + 0,2124 Т пр 2 (1.7) Р пр = Р ср Р пк Т пр = Т ср Т пк (1.8) Р пк = ∑ i = 1 n X i P кр i (1.9) Т пк = ∑ i = 1 n X i T kpi (1.10) P kpi ,T kpi - критические значения давления и температуры i – го компонента газовой смеси 2 P пк = 0,956 ×4,72 + 0,026 ×5 + 0,0007 ×4 ,27 + 0,0009×3,79 = 4,64 МПа Т пк = 0,956 × 191 + 0,026 ×306 + 0,0007 ×370 + 0,0009 ×425,1 = 191,1 K Т ср = 274 К Р ср = 2 3 ( Р н + Р к 2 2 Р н + Р к 2 ) = 2 3 ( 5,7 + 5,15 2 5,7 + 5,15 ) = 5,42965 МПа Р пр = Р ср Р пк = 5,42965 4,64 = 1,17018 Т пр = Т ср Т пк = 274 191,1 = 1,4338 А 1 =− 0,39 + 2,03 1,4338 − 3,16 1,4338 2 + 1,09 1,4338 3 =− 0,14152 А 2 = 0,0423 − 0,1812 1,4338 + 0,2124 1,4338 2 = 0,01924 4
Z ср = 1 − 0,14152 ×1,17018 + 0,01924 ×1,17018 2 = 0,86075 a = 0,58782 14,64 × 274× 0,86075 = 0,00016 Динамическая вязкость природных газов, при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400К равно: μ = μ 0 + ( 1 + В 1 Р пр + В 2 Р пр 2 + B 3 P пр 3 ) где: μ 0 = ( 1,81 + 5,95Т пр ) 10 − 6 = ( 1,81 + 5,95× 1,4338 ) ×10 − 6 = 0,0000097111 В 1 =− 0,67 + 2,36 Т пр − 1,93 Т пр 2 =− 0,67 + 2,36 1,4338 − 1,93 1,4338 2 = 0,03716 В 2 = 0,8 − 2,89 Т пр + 2,65 Т пр 2 = 0,8 − 2,89 1,4338 + 2,65 1,4338 2 = 0,02965 В 3 =− 0,1 + 0,354 Т пр − 0,314 Т пр 2 =− 0,1 + 0,354 1,433 − 0,314 1,433 2 =− 0,00584 μ = 0,0000197 + ( 1 + 0,037 ×1,17018 + 0,02965 ×1,17018 − 0,0058 ×1,17018 3 ) = 1,08409 Число Рейнольдса Re: ℜ= 17,75 ×10 3 × q c ∆ dμ q c = 24 Q ч ×10 − 6 K ро K нд Где Q ч - максимальное часовые потребление газа Q ч = 35000 м 3 / ч К ро = 0,95 К нд = 0,99 q c = 24 ×35000×10 − 6 0,99× 0,95 = 0,89314 млн м 3 / сутки ℜ= 17,75 ×10 3 × 0,89314 ×0,58782 309×1,08409 = 27,69 λ тр = 0,067 × ( 158 27,69 + 2×0,03 309 ) 0,2 =¿ 0,38232 λ = 0,38232 0,95 2 = 0,42362 5
5,7 (¿ ¿ 2 − 5,15 2 ×2,718 0,1122 ) × 0,1122 0,42362 ×0,58782 ×0,86075 ×274 ×13,8 ( 2,718 0,1122 − 1 ) = млн м 3 / сутки q = 3,32×10 − 6 ×309 2,5 × √ ¿
Расчет пропускной способности для второго участка газопровода.
Исходные данные для расчета: l=18,5км, δh=850-900=-60м , P k 2 = 5,15 МПа , P k 3 = 4,98 МПа , T ср = 274 К Пропускная способность газопровода-отвода с учетом сильно пересеченного рельефа трассы при большом перепаде высот для каждого участка: q=3, 32 p (¿¿ н 2 − p к 2 ×е aδ h ) ×aδ h λ ∆T cp Z cp l ( е aδ h − 1 ) × 10 − 6 d 2,5 × √ ¿ (2.1) где: a = ∆ 14,64 ×T ср × Z ср (2.2) где l- длина рассматриваемого участка, км δh- разность отметок конечной и начальной точек газопровода d- внутренний диаметр трубы P н и P k - абсолютные давления в начале и конце участка газопровода , МПа ∆ - относительная плотность газа по воздуху T cp – средняя по длине газопровода температура транспортируемого газа Z cp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа λ – коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода Коэффициент λ вычисляют по формуле λ = λ тр Е 2 (2.3) Коэффициент сопротивления трению λ тр . вычисляют по формуле 158 ℜ + 2 K d ¿ ¿ λ тр = 0,067 ¿ (2.4) 6
K – Эквивалентная шероховатость труб, для труб без внутреннего гладкостного покрытия К=0,03 мм; Е – Коэффициент гидравлической эффективности , принимается равным 0,95 ∆ - относительная плотность газа по воздуху ∆ = 0,590 Коэффициент сжимаемости природных газов Z cp при давлениях до 15 МПа и температурах 250-450 К: Z ср = 1 + А 1 Р пр + А 2 Р пр 2 (2.5) где: А 1 =− 0,39 + 2,03 Т пр − 3,16 Т пр 2 + 1,09 Т пр 3 (2.6) А 2 = 0,0423 − 0,1812 Т пр + 0,2124 Т пр 2 (2.7) Р пр = Р ср Р пк Т пр = Т ср Т пк (2.8) Р пк = ∑ i = 1 n X i P кр i (2.9) Т пк = ∑ i = 1 n X i T kpi (2.10) P kpi ,T kpi - критические значения давления и температуры i – го компонента газовой смеси P пк = 0,956 ×4,72 + 0,026 ×5 + 0,0007 ×4 ,27 + 0,0009×3,79 = 4,64 МПа Т пк = 0,956 × 191 + 0,026 ×306 + 0,0007 ×370 + 0,0009 ×425,1 = 191,1 K Т ср = 274 К Р ср = 2 3 ( Р k 2 + Р k 3 2 Р k 2 + Р k 3 ) = 2 3 ( 5,15 + 4,98 2 5,15 + 4,98 ) = 5,0655 МПа Р пр = Р ср Р пк = 5,0655 4,64 = 1,0917 Т пр = Т ср Т пк = 274 191,1 = 1,4338 А 1 =− 0,39 + 2,03 1,4338 − 3,16 1,4338 2 + 1,09 1,4338 3 =− 0,14152 7
А 2 = 0,0423 − 0,1812 1,4338 + 0,2124 1,4338 2 = 0,01924 Z ср = 1 − 0,11366 ×1,0917 + 0,01924 ×1,0917 2 = 0,86843 a = 0,58782 14,64 × 274× 0,86843 = 0,00017 Динамическая вязкость природных газов, при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400К равно: μ = μ 0 + ( 1 + В 1 Р пр + В 2 Р пр 2 + B 3 P пр 3 ) где: μ 0 = ( 1,81 + 5,95Т пр ) 10 − 6 = ( 1,81 + 5,95× 1,4338 ) ×10 − 6 = 0,0000097111 В 1 =− 0,67 + 2,36 Т пр − 1,93 Т пр 2 =− 0,67 + 2,36 1,4338 − 1,93 1,4338 2 = 0,03716 В 2 = 0,8 − 2,89 Т пр + 2,65 Т пр 2 = 0,8 − 2,89 1,4338 + 2,65 1,4338 2 = 0,02965 В 3 =− 0,1 + 0,354 Т пр − 0,314 Т пр 2 =− 0,1 + 0,354 1,4338 − 0,314 1,4338 2 =− 0,00584 μ = 0,0000097111 + ( 1 + 0,03716 ×1,0917 + 0,02965 ×1,0917 2 − 0,00584 ×1,0917 3 ) = 1,06832 Число Рейнольдса Re: ℜ= 17,75 ×10 3 × q c ∆ dμ q c = 24 Q ч ×10 − 6 K ро K нд Где Q ч - максимальное часовые потребление газа Q ч = 35000 м 3 / ч К ро = 0,95 К нд = 0,99 q c = 24 ×35000×10 − 6 0,99× 0,95 = 0,89314 млн м 3 / сутки ℜ= 17,75 ×10 3 × 0,89314 ×0,590 309 ×1,06832 = 28,2225 λ тр = 0,067 × ( 158 28,2225 + 2×0,03 309 ) 0,2 =¿ 0,09456 8
λ = 0,09456 0,95 2 = 10,47176 5,15 ( ¿ ¿ 2 − 4,98 × 2,718 − 0,0085 ) × − 0,0085 10,47176× 0,590 ×0,86843 ×274 ×18,5 ( 2,718 − 0,0085 − 1 ) = млн м 3 / сутки q = 3,32×10 − 6 ×309 2,5 × √ ¿
Расчет пропускной способности для третьего участка газопровода.
Исходные данные для расчета: l=15,6, δh=960-850=110 , P k 3 = 4,98 МПа , P k = 5,4 МПа , T ср = 274 К Пропускная способность газопровода-отвода с учетом сильно пересеченного рельефа трассы при большом перепаде высот для каждого участка: q=3, 32 p (¿¿ н 2 − p к 2 ×е aδ h ) ×aδ h λ ∆T cp Z cp l ( е aδ h − 1 ) × 10 − 6 d 2,5 × √ ¿ (3.1) где a = ∆ 14,64 ×T ср × Z ср (3.2) где l- длина рассматриваемого участка, км δh- разность отметок конечной и начальной точек газопровода d- внутренний диаметр трубы P н и P k - абсолютные давления в начале и конце участка газопровода , МПа ∆ - относительная плотность газа по воздуху T cp – средняя по длине газопровода температура транспортируемого газа Z cp - средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа λ – коэффициент гидравлического сопротивления участка газопровода Коэффициент λ вычисляют по формуле λ = λ тр Е 2 (3.3) Коэффициент сопротивления трению λ тр . вычисляют по формуле 9
158 ℜ + 2 K d ¿ ¿ λ тр = 0,067 ¿ (3.4) K – Эквивалентная шероховатость труб, для труб без внутреннего гладкостного покрытия К=0,03 мм; Е – Коэффициент гидравлической эффективности , принимается равным 0,95 ∆ - относительная плотность газа по воздуху ∆ = 0,590 Коэффициент сжимаемости природных газов Z cp при давлениях до 15 МПа и температурах 250-450 К: Z ср = 1 + А 1 Р пр + А 2 Р пр 2 (3.5) где: А 1 =− 0,39 + 2,03 Т пр − 3,16 Т пр 2 + 1,09 Т пр 3 (3.6) А 2 = 0,0423 − 0,1812 Т пр + 0,2124 Т пр 2 (3.7) Р пр = Р ср Р пк Т пр = Т ср Т пк (3.8) Р пк = ∑ i = 1 n X i P кр i (3.9) Т пк = ∑ i = 1 n X i T kpi (3.10) P kpi ,T kpi - критические значения давления и температуры i – го компонента газовой смеси P пк = 0,956 ×4,72 + 0,026 ×5 + 0,0007 ×4 ,27 + 0,0009×3,79 = 4,64 МПа Т пк = 0,956 × 191 + 0,026 ×306 + 0,0007 ×370 + 0,0009 ×425,1 = 191,1 K Т ср = 274 К Р ср = 2 3 ( Р k 3 + Р к 2 Р k 3 + Р к ) = 2 3 ( + 5,4 2 4,98 + 5,4 ) = 5,19286 МПа Р пр = Р ср Р пк = 5,19286 4,64 = 1,11915 Т пр = Т ср Т пк = 274 191,1 = 1,4338 10
А 1 =− 0,39 + 2,03 1,433 − 3,16 1,433 2 + 1,09 1,433 3 =− 0,14152 А 2 = 0,0423 − 0,1812 1,433 + 0,2124 1,433 2 = 0,01924 Z ср = 1 − 0,14152 ×1,11915 + 0,01924 ×1,11915 2 = 0,86572 a = 0,590 14,64 × 274× 0,86572 = 0,00017 Динамическая вязкость природных газов, при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400К равно: μ = μ 0 + ( 1 + В 1 Р пр + В 2 Р пр 2 + B 3 P пр 3 ) Где: μ 0 = ( 1,81 + 5,95Т пр ) 10 − 6 = ( 1,81 + 5,95× 1,433 ) ×10 − 6 = 0,0000097111 В 1 =− 0,67 + 2,36 Т пр − 1,93 Т пр 2 =− 0,67 + 2,36 1,433 − 1,93 1,433 2 = 0,03716 В 2 = 0,8 − 2,89 Т пр + 2,65 Т пр 2 = 0,8 − 2,89 1,433 + 2,65 1,433 2 = 0,02965 В 3 =− 0,1 + 0,354 Т пр − 0,314 Т пр 2 =− 0,1 + 0,354 1,433 − 0,314 1,433 2 =− 0,00584 μ = 0,0000097111 + ( 1 + 0,03716 ×1,11915 + 0,02965 × 1,11915 2 − 0,00584 ×1,11915 3 ) = 1,07055 Число Рейнольдса Re: ℜ= 17,75 ×10 3 × q c ∆ dμ q c = 24 Q ч ×10 − 6 K ро K нд Где Q ч - максимальное часовые потребление газа Q ч = 35000 м 3 / ч К ро = 0,95 К нд = 0,99 q c = 24 ×35000×10 − 6 0,99× 0,95 = 0,89314 млн м 3 / сутки ℜ= 17,75 ×10 3 × 0,89314 ×0,590 309 ×1,07055 = 28,2225 λ тр = 0,067 × ( 158 28,2225 + 2×0,03 309 ) 0,2 =¿ 0,09455 λ = 0,09455 0,95 2 = 10,47065 4,98 (¿ ¿ 2 − 5,4 2 ×2,718 0,0187 ) × 0,0187 10,47065×0,590 ×0,86572 ×274 ×15,6 ( 2,718 0,0187 − 1 ) = млн м 3 / сутки q = 3,32 ×10 − 6 ×309 2,5 × √ ¿
Ответ:
q 1 = млн м 3 / сутки 11
q 2 = млн м 3 / сутки q 3 = млн м 3 / сутки
Расчет толщины стенки подземного газопровода
Расчетныесопротивления растяжению (сжатию)R 1 и R 2 следует определять по формулам, МПа: R 1 = R 1 н m k 1 k н , R 2 = R 2 н m k 2 k н , где R 1 н = σ вр – нормативное сопротивление растяжению металла трубы, МПа; R 2 н = σ пр – нормативное сопротивление сжатию металла трубы, МПа; m – коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность k 1 , k 2 – коэффициенты надежности по материалу k н – коэффициент надежности по назначению трубопровода Принимаем k 1 = 1,40, k 2 = 1,15 и k н = 1,05. Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений R 1 н и R 2 н следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы. R 1 н = σ вр = 510 МПа ; R 2 н = σ т = 362,6 МПа ; 12
R 1 = 510 ⋅ 0, 90 1, 40 ⋅ 1, 05 = 312,245 МПа ; R 2 = 362 ,6 ⋅ 0, 90 1,15 ⋅ 1, 05 = 270 , 261 МПа . Расчетную толщину стенки трубопровода  ,следует определять по формуле, м: δ = прD н 2 ( R 1 + пр ) , Определим минимально необходимую толщину стенки трубопровода по формуле (3.3): δ = 1,10 ⋅ 5, 430 ⋅ 1,220 2 ( 312 , 245 + 1,10 ⋅ 5, 430 ) = 0, 01145 м = 11 ,45 мм . Принимаем предварительное значение толщины стенки проектируемого трубопровода по сортаменту δ ном = 12 мм. Внутренний диаметр трубопровода D вн = D н − 2 δ , D вн = D н − 2 δ = 530 − 2 ⋅ 12 = 506 мм . При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия: δ = прD н 2 ( R 1 ψ 1 + пр ) , где n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл.СНиП 2.05.06-85*, n = 1,10; p = 5.4МПа– рабочее (нормативное) давление(ГОСТ 10705-80); D н = 530– наружный диаметр трубы (ГОСТ 10705-80);;  1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле: ψ 1 = √ 1 − 0,75 ( | σ пр . N | R 1 ) 2 − 0,5 | σ пр. N | R 1 , где  пр.N – продольное осевое сжимающее напряжение, МПа. 13
Продольные осевые напряжения  пр.N определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле: σ пр . N =− αЕ Δt + μ прD вн 2 δ н , где  – коэффициент линейного расширения металла трубы,  =0,000012 град -1 = 1,212·10 -5 град -1 ; Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), Е = 206 000 МПа (2100 000 кгс/см 2 );  t – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, принимаемый по табл. 13* СНиП 2.05.06-85*,, n = 1,10;  – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона),  = 0,3. Согласно исходным данным, температура фиксации расчетной схемы t м = -30°С, а температура эксплуатации трубопровода t э = +10°С. Таким образом, принимаем, что Δt 1 = t э − t м = 10 − ( − 30 ) = 40 ° С . Рассчитаем продольное осевое сжимающее напряжение: σ пр . N =− 1,212 ⋅ 10 − 5 ⋅ 2,06 ⋅ 10 5 ⋅ 30 + 0,3 1,1 ⋅ 5, 430 ⋅ 506 2 ⋅ 12 =− 10 , 572 МПа . Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб ψ 1 = √ 1 − 0,75 ( |− 10 , 572 | 312 , 245 ) 2 − 0,5 |− 10 ,572 | 312, 245 = 0, 983 . Тогда толщина стенки δ = 1,10 ⋅ 5, 430 ⋅ 0,53 2 ( 312 , 245 ⋅ 0, 983 + 1,10 ⋅ 5, 430 ) = 0, 01165 м = 11 , 65 мм. Толщину стенки труб, определенную по формулам (3.3) и (3.5), следует принимать не менее 1 140 D н , и не менее 4 мм — для труб условным диаметром свыше 200 мм. 14
δ ≥ D н 140 ; . 12 мм > 530 140 = 5,714 мм Следовательно, оба условия выполняются. При этом толщина стенки должна удовлетворять условию, чтобы величина давления р и , была бы не менее величины рабочего (нормативного) давления. Каждая труба должна проходить на заводах-изготовителях испытания гидростатическим давлением р и (МПа), в течение не менее 20 с, величина которого должна быть не ниже давления, вызывающего в стенках труб кольцевое напряжение, равное 95 % нормативного предела текучести. А так же толщину стенки газопровода мы можем узнать, имея значения Dн (внутренний диаметр) по таблице(3.6) Таблица(3.6)
Д

у

/

D

N

НАРУ

ЖНЫ

Й

ДИАМ

ЕТР D

Н

,

мм

ТОЛ

ЩИН

А

СТЕН

КИ,

мм

ВНУТР

ЕННИЙ

ДИАМЕ

ТР D

ВН

,

мм

МА

СС

А 1

м,

кг

ПЛОЩА

ДЬ

ПОПЕР

ЕЧНОГ

О

СЕЧЕН

ИЯ

СТЕНК

И

ТРУБЫ,

см

2

ВНУТР

ЕННИЙ

ОБЪЕМ

1 м

ТРУБЫ

, л

МОМ

ЕНТ

ИНЕР

ЦИИ,

см

2

МОМЕНТ

СОПРОТИ

ВЛЕНИЯ,

см

2

ПЛОЩА

ДЬ

НАРУЖ

НОЙ

ПОВЕРХ

НОСТИ

1 м

ТРУБЫ,

м

2

3

2

38

2,5

33

2,19

2,79

0,855

4,41

2,32

4

0

45

2,5

40

2,62

3,30

1,26

7,56

3,36

0,12

5

0

57

3,5

50

4,62

5,92

1,96

21,1

7,42

0,148

7

76

3,5

69

6,26

7,96

3,74

52,5

13,8

0,124
15

0

8

0

89

3,5

82

7,38

9,41

5,28

86,1

19,3

0,28

1

0

0

108

4,0

100

10,2

6

13,1

7,85

177

32,8

034

1

2

5

133

4,0

125

12,7

3

16,2

12,27

338

50,8

0,42

1

5

0

159

4,5

150

17,1

5

21,9

17,67

652

82

0,5

1

7

5

194

5,0

184

23,3

1

29,7

26,59

1327

137

0,61

2

0

0

219

6,0

207

31,5

2

40,2

33,65

2279

208

0,69

2

5

0

273

7,0

259

45,9

2

58,4

52,69

5177

379

0,86

3

0

0

325

8,0

309

62,5

4

79,4

74,99

10014

616

1,02

3

0

0

325

9,0

307

70,1

4

89,4

74,02

11161

687

1,02

3

5

0

377

9,0

359

81,6

8

104

101,2

17624

935

1,18
16