- •Введение
- •Задача №1 Расчет необходимого количества компрессорных станций однониточного магистрального трубопровода
- •Задача №2 Расчет необходимого количества перекачивающих станций однониточного магистрального нефтепровода
- •Задача №4 Нагрузки на трубопровод при надземной прокладке. Проверка прочности надземных трубопроводов
- •Задача №5 Расчет необходимого числа комплексных технологических потоков
- •Задача №6 Расчет необходимого количества транспортных средств
- •Задача №7 Расчет параметров подъема трубопровода трубоукладчиками
- •Задача №8 Балластировка подводных переходов
- •Задача № 9 Устойчивость речных трубопроводов
Введение
Решение практических задач трубопроводного строительства требует использования большого количества справочно-нормативного материала.
В настоящем учебном пособии рассмотрены типовые задачи по сооружению трубопроводов. Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по специальности 09.07.00 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ», а также для студентов непрофильных специальностей.
По каждой задаче дается методический материал и исходные данные для их решения по вариантам, приводятся расчетные формулы, а также весь необходимый справочный материал.
Данное учебное, не подменяя собой специальную техническую и нормативную литературу, имеет целью дать студентам необходимые методические указания и рекомендации для решения практических задач строительства объектов нефтяной и газовой промышленности.
Задача №1 Расчет необходимого количества компрессорных станций однониточного магистрального трубопровода
Расчет магистрального газопровода, по которому перекачивается газ или смесь газов, включает решение следующих основных вопросов: обработка первичных данных; определение расчетной пропускной способности газопровода; выбор типа машин и их числа; определение средних параметров перекачки газа; гидравлический расчет газопровода; выбор оптимального диаметра газопровода.
Выполним подобный расчет, исходя из следующих исходных данных.
Производительность газопровода G=9 млрд. м3/год, длина газопровода L=1500 км, наружный диаметр газопровода Dн=1020 мм, толщина стенки газопровода =12 мм.
Состав газа приведен в табл.1.1 ; начальное давление в газопроводе (на выходе из головной КС) Рн=5,6 МПа; давление на входе в КС Рвс=4,3 МПа; конечное давление в газопроводе Рк=1,5 МПа, температура газа на входе в КС=2880К; кинематическая вязкость газа =14,7х10-6 м2/с; показатель адиабаты К=1,4; абсолютная эквивалентная шероховатость газопровода Кэ=0,03.
Таблица 1.1
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
СО2 |
N2+редкие газы |
Относительная плотность по воздуху |
93,0 |
3,1 |
0,7 |
0,6 |
0,1 |
2,5 |
0,56 |
Порядок расчета:
Определяем суточную производительность газопровода по формуле:
, (1.1)
где - количество дней в году ( ),
- среднегодовой коэффициент неравномерности потребления, принимается равным 0,85.
Подставляя исходные данные, получаем .
Определяем коэффициент сжимаемости газа при средних значениях температуры и давления газа в газопроводе.
Для этого воспользуемся понятием приведенной температуры и приведенного давления Pпр, которые определяются из выражений:
, (1.2)
, (1.3)
где и - соответственно средние абсолютные температура и давление газа;
и - средние критические температура и давление смеси газов, определяемые по формулам (1.4) и (1.5), (табл. 1.2):
; (1.4)
; (1.5)
где и - критические температуры и критические давления составляющих газ компонентов;
- содержание отдельных компонентов газа, %.
Таблица 1.2
Газ |
|
|
СН4 |
191,0 |
4,58 |
С2Н6 |
305,4 |
4,82 |
С3Н8 |
368,8 |
4,34 |
С4Н10 |
425,0 |
3,57 |
СО |
304,2 |
7,54 |
N |
126,0 |
3,46 |
Так, в нашем примере, используя формулы (1.4 и 1.5), получим:
, .
Температуру газа на выходе из КС определяем по формуле:
, (1.6)
где - температура газа на входе в КС, К0 (примем 288 0К);
- степень сжатия газа; , (1.7)
где - соответственно давление на выходе и на входе в КС, МПа;
- показатель адиабаты (примем равным 1,4).
Тогда по формуле (1.6) получаем: .
По формулам (1.2 и 1.3) определяем и Pпр, предварительно рассчитав:
, (1.8)
, (1.9)
В нашем примере , , получаем: , Pпр =1,09.
По графику (рис. 1.1) находим .
Рис. 1.1. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа Z от давления в приведенных условиях
3. Определяем коэффициент гидравлического сопротивления газопровода в зависимости от числа Рейнольдса:
, (1.10)
где - кинематическая вязкость газа, м2/с;
- расход газа, м3/с;
- внутренний диаметр газопровода, м.
В нашем примере имеем: , .
Значение переходного числа Рейнольдса определяется из выражения:
, (1.11)
В этой формуле - абсолютная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности труб ( мм).
Принимаем режим течения газа квадратичным, тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:
(1.12)
Определяем длину промежуточных и конечного участка газопровода из уравнения:
, (1.13)
где - пропускная способность газопровода в млн.м3/сут;
и - соответственно начальное и конечное давление газа на расчетном участке газопровода, МПа (для промежуточного участка Рн=5,6 Мпа, Рк=Рвс=4,3 МПа; для конечного участка Рн=5,6 Мпа, Рк=1,5 МПа);
- внутренний диаметр трубопровода, мм;
- коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода;
- относительный вес газа по воздуху;
- средняя по длине газопровода температура транспортируемого газа, 0К;
- длина расчетного участка газопровода, км ( или );
- средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа.
. (1.14)
Для промежуточных участков газопровода =105 км, для конечного участка =239 км.
5. Необходимое количество компрессорных станций определяется по формуле: , (1.15)
где - соответственно длина газопровода, конечного участка и промежуточных участков). Получаем .
Таблица 1.3. Варианты задачи №1.
№ Варианта |
|
|
Давление на выходе из КС, Рн, МПа |
Давление в конце г/п, Рк, МПа |
Диаметр и толщина стенки, мм |
1 |
13 |
400 |
5,6 |
3,6 |
1220х12 |
2 |
12 |
500 |
5,5 |
4,6 |
1020Х10 |
3 |
12 |
800 |
5,5 |
5,0 |
1220Х14 |
4 |
11 |
1000 |
5,5 |
4,0 |
1220х12 |
5 |
9 |
700 |
5,5 |
3,0 |
1020х11 |
6 |
8 |
800 |
7,5 |
5,0 |
1220х14 |
7 |
16 |
600 |
7,5 |
6,0 |
1420х18 |
8 |
10 |
300 |
5,5 |
3,5 |
1020х10 |
9 |
12 |
400 |
7,5 |
6,0 |
1420х16 |
10 |
7 |
600 |
5,5 |
3,5 |
820х9 |
Для всех вариантов задачи №1 принять:
показатель адиабаты К=1,3;
абсолютную эквивалентность шероховатости газопровода Кэ-0,003;
кинематическую вязкость газа =14,7*10-6 м2/с;
температуру всасывания газа на входе в КС ;
состав газа принять в соответствии с вариантом по табл. 1.4
Таблица 1.4. Состав газа для вариантов задачи № 1
№варианта |
Состав газа, % (по объему) |
Относительная плотность по воздуху |
|||||
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
СО2 |
N2+редкие газы |
|
1 |
91,2 |
2,8 |
0,9 |
0,6 |
0,5 |
4,0 |
0,617 |
2 |
95,1 |
2,3 |
0,7 |
0,4 |
0,6 |
0,9 |
0,597 |
3 |
93,4 |
2,1 |
0,8 |
0,4 |
0,3 |
3,0 |
0,598 |
4 |
87,0 |
5,7 |
1,1 |
0,8 |
1,54 |
3,86 |
0,634 |
5 |
97,0 |
0,2 |
0,07 |
0,03 |
0,1 |
2,6 |
0,568 |
6 |
98,5 |
0,34 |
0,1 |
0,03 |
0,03 |
1,0 |
0,562 |
7 |
86,9 |
6,0 |
1,6 |
1,0 |
1,2 |
3,3 |
0,644 |
8 |
93,0 |
3,1 |
0,7 |
0,6 |
0,1 |
2,5 |
0,596 |
9 |
91,4 |
5,1 |
1,0 |
0,3 |
1,3 |
0,9 |
0,624 |
10 |
95,1 |
1,1 |
0,3 |
0,1 |
0,4 |
3,0 |
0,580 |