Файл: Гидравлический расчет мг исходные данные для расчета.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 183
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, а продольная сила, при которой происходит такое явление, называется критической РКР.При значениях 
трубопровод возвращается в прямолинейное положение. Для прямолинейных участков газопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных деформаций, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода определяют с учетом нагрузок и воздействий, продольных и поперечных перемещений по рекомендациям [16].
3.15. Эквивалентное продольное осевое усилие, МН:
,
где DН, D– наружный (вместе с изоляцией), внутрениий диаметры трубы, м; РH– расчетное внутреннее давление, МПа.
3.16. Предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода, Н/м:
– для песчаных и несвязных грунтов:
;
– глинистых и связных грунтов:
,
где гр– плотность грунта ненарушенной структуры (гр = 1400 кг/м3); h – глубина засыпки трубы, приняли в п. 1.3 h = 1 м; kHs. – коэффициент учета высоты засыпки, определяется экспериментальным способом, в курсовой работе принимаем равным:
– для песчаных и несвязных грунтов kH.s. = 0,1;
– для глинистых и других связных грунтов kH.s = 0,5;
с – коэффициент сцепления грунта засыпки, МПа (табл. П4.4);
g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2.
3.17. Погонный вес газопровода с природным газом, Н/м:
,
где ст – плотность стали, ст =7850 кг/м3;из – плотность изоляции, из = 1000 кг/м3.
3.18. Предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м:
.
3.19. Значение критического продольного усилия
,
где r – радиус кривизны оси газопровода, м. Для прямолинейных участков расчетный радиус изгиба принимается равным r = 5000 м. Для углов поворота образованных в результате упругого изгиба радиус кривизны
.
3.20. Общая устойчивость участка магистрального газопровода выполняется в случае, если удовлетворяется условие:
,
где kub – коэффициент запаса общей устойчивости, принимаемый равным:
– для участков газопроводов категории Н – kub =1,10;
– для участков газопроводов категорий С и В – kub =1,30.
Если условие общей устойчивости участка газопровода не соблюдается, необходимо увеличить глубину засыпки грунтом (в рамках курсовой работы она принята h= 1 м.
При детальном прочностном расчете участка МГ, если условие общей устойчивости участка газопровода не соблюдается, можно:
– изменить схему выполнения угла поворота трассы;
– применить балластировку участка газопровода грузами;
– применить закрепление участка анкерными устройствами.
3.3. Проверка овальности сечений подземного ГП
Овальностью трубопровода называется отношение разницы максимального Dmax, и минимального Dmin диаметров в рассматриваемом сечении к их сумме:
. Для МГ допускаемая овальность трубопровода не более 2 %. Как видно из формулы определения овальности, отклонение наружного диаметра трубопровода может составлять не более ± 1 %. После укладки и засыпки подземного газопровода под действием веса грунта засыпки происходит нарушение первоначально кольцевой формы сечений газопровода. Схема траншеи МГ приведена на рис. 3.3.
Рис. 3.3. Схема траншеи МГ
3.21. Угол откоса траншеи α определяется от состава грунта как отношение высоты откоса h0 к глубине выемки А (h0:А
). В рамках курсовой работы выбираем для супези (h1:А1) = 1:0,67 или для суглинки (h1:А1) = 1:0,50:
.
3.22. Средняя ширина траншеи вычисляется:
,
где f – основание траншеи, равное f = D(H+из)+0,5 м, высота откоса
, м; h – высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, уточненное значение после проверки устойчивости ГП, м.
3.23. Коэффициент вертикального давления грунта в траншее ktr вычисляют в зависимости от размеров траншеи по формулам:
– для песчаных и супесчаных грунтов засыпки:
;
– глинистых грунтов засыпки:
,
где b – средняя ширина траншеи, м.
3.24. Вертикальную равномерно распределенную нагрузку q от веса засыпки, МПа:
,
где гр – плотность грунта ненарушенной структуры (гр = 1400 кг/м3);
kbf – коэффициент, учитывающий уменьшение плотности грунта засыпки по сравнению с грунтом ненарушенной структуры kbf = 0,95–0,98;
g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2.
3.25. Цилиндрическая жесткость оболочки трубопровода, МН·м:
,
где Е- – модуль упругости, определенный в п. 3.10, МПа.
3.26. Радиус средней линии поперечного сечения трубы, м:
.
3.27. Овальность сечения ГП после засыпки, %:
.
Для выполнения условия устойчивости стенки трубы необходимо оценить изгибные деформации при действии изгибающего момента и продольной растягивающей силы с учетом овальности сечения трубы после укладки и засыпки.
3.28. Осевые продольные напряжения, МПа, приравниваемые к величине продольных напряжений, но без учета изгиба
.
3.29. Понижающий коэффициент
.
3.30. Параметр критического напряжения
.
3.31. Параметр овальности с учетом продольных деформаций и веса грунта засыпки
.
3.32. Критическая продольная деформация при изгибе газопровода принимается из теории устойчивости цилиндрических оболочек
.
3.33. При совместном действии изгибающего момента и продольной растягивающей силы местная устойчивость стенки газопровода обеспечивается при выполнении условия
,
где εbпр – предельно допустимая изгибная деформация, принимаем 0,40 %.
Если условие не выполняется, то необходимо увеличить толщину стенки или повысить прочностные свойства стали.
Глава 4. РАЗРАБОТКА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КЦ
Компрессорный цех – это сложный технический объект, предназначенный для подготовки природного газа к дальнейшему транспорту по МГ. Технологическая схема компрессорного цеха и газоперекачивающего оборудования должны обеспечивать необходимую производительность газотранспортной системы. Оптимальная загрузка ГПА существенно снижает энергозатраты на транспорт газа. Регулирование производительности газопровода осуществляется за счет частотного регулирования мощности центробежных нагнетателей. При существенном снижении производительности газопровода можно отключить нужное количество ГПА, чтобы оптимально загрузить остальные ГПА. При очень низком потреблении газа можно отключить компрессорный цех и осуществить транзитный поток газа до следующего КЦ для оптимальной загрузки его ГПА. Технологическая обвязка компрессорного цеха в соответствии с [8] предназначена:
– для приема на КЦ технологического газа из МГ;
– для очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
– распределения потоков газа для последующего увеличения давления в ЦН и регулирования схемы загрузки ГПА;
– для охлаждения технологического газа в АВО;
– для вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и останове;
– для подачи газа в магистральный газопровод;
– для транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КЦ;
– для сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
На технологической обвязке КЦ устанавливается соответствующая трубопроводная арматура (ТПА), которую классифицируют на станционную, режимную, агрегатную и охранную. Станционная запорная арматура устанавливается на узле подключения КЦ для подключения КЦ к магистральному газопроводу или отключению КЦ и стравливанию газа из технологических трубопроводов. Режимные краны устанавливаются на техническом трубопроводе КЦ для построения соответствующих схем работы ГПА. Наличие агрегатных кранов позволяет подключить к системе технологического трубопровода газоперекачивающий агрегат. Автоматическое отключение компрессорного цеха от магистрального газопровода осуществляется благодаря охранным кранам.
трубопровод возвращается в прямолинейное положение. Для прямолинейных участков газопроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных деформаций, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное усилие в сечении газопровода определяют с учетом нагрузок и воздействий, продольных и поперечных перемещений по рекомендациям [16]. 3.15. Эквивалентное продольное осевое усилие, МН:
,где DН, D– наружный (вместе с изоляцией), внутрениий диаметры трубы, м; РH– расчетное внутреннее давление, МПа.
3.16. Предельная несущая способность грунта при выпучивании газопровода, Н/м:
– для песчаных и несвязных грунтов:
;– глинистых и связных грунтов:
,где гр– плотность грунта ненарушенной структуры (гр = 1400 кг/м3); h – глубина засыпки трубы, приняли в п. 1.3 h = 1 м; kHs. – коэффициент учета высоты засыпки, определяется экспериментальным способом, в курсовой работе принимаем равным:
– для песчаных и несвязных грунтов kH.s. = 0,1;
– для глинистых и других связных грунтов kH.s = 0,5;
с – коэффициент сцепления грунта засыпки, МПа (табл. П4.4);
g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2.
3.17. Погонный вес газопровода с природным газом, Н/м:
,где ст – плотность стали, ст =7850 кг/м3;из – плотность изоляции, из = 1000 кг/м3.
3.18. Предельное сопротивление перемещениям газопровода вверх, МН/м:
.3.19. Значение критического продольного усилия
,где r – радиус кривизны оси газопровода, м. Для прямолинейных участков расчетный радиус изгиба принимается равным r = 5000 м. Для углов поворота образованных в результате упругого изгиба радиус кривизны
. 3.20. Общая устойчивость участка магистрального газопровода выполняется в случае, если удовлетворяется условие:
,где kub – коэффициент запаса общей устойчивости, принимаемый равным:
– для участков газопроводов категории Н – kub =1,10;
– для участков газопроводов категорий С и В – kub =1,30.
Если условие общей устойчивости участка газопровода не соблюдается, необходимо увеличить глубину засыпки грунтом (в рамках курсовой работы она принята h= 1 м.
При детальном прочностном расчете участка МГ, если условие общей устойчивости участка газопровода не соблюдается, можно:
– изменить схему выполнения угла поворота трассы;
– применить балластировку участка газопровода грузами;
– применить закрепление участка анкерными устройствами.
3.3. Проверка овальности сечений подземного ГП
Овальностью трубопровода называется отношение разницы максимального Dmax, и минимального Dmin диаметров в рассматриваемом сечении к их сумме:
. Для МГ допускаемая овальность трубопровода не более 2 %. Как видно из формулы определения овальности, отклонение наружного диаметра трубопровода может составлять не более ± 1 %. После укладки и засыпки подземного газопровода под действием веса грунта засыпки происходит нарушение первоначально кольцевой формы сечений газопровода. Схема траншеи МГ приведена на рис. 3.3. Рис. 3.3. Схема траншеи МГ
3.21. Угол откоса траншеи α определяется от состава грунта как отношение высоты откоса h0 к глубине выемки А (h0:А
). В рамках курсовой работы выбираем для супези (h1:А1) = 1:0,67 или для суглинки (h1:А1) = 1:0,50:
.3.22. Средняя ширина траншеи вычисляется:
,где f – основание траншеи, равное f = D(H+из)+0,5 м, высота откоса
, м; h – высота засыпки от поверхности земли до верхней образующей трубы, уточненное значение после проверки устойчивости ГП, м.3.23. Коэффициент вертикального давления грунта в траншее ktr вычисляют в зависимости от размеров траншеи по формулам:
– для песчаных и супесчаных грунтов засыпки:
;– глинистых грунтов засыпки:
,где b – средняя ширина траншеи, м.
3.24. Вертикальную равномерно распределенную нагрузку q от веса засыпки, МПа:
,где гр – плотность грунта ненарушенной структуры (гр = 1400 кг/м3);
kbf – коэффициент, учитывающий уменьшение плотности грунта засыпки по сравнению с грунтом ненарушенной структуры kbf = 0,95–0,98;
g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2.
3.25. Цилиндрическая жесткость оболочки трубопровода, МН·м:
,где Е- – модуль упругости, определенный в п. 3.10, МПа.
3.26. Радиус средней линии поперечного сечения трубы, м:
.3.27. Овальность сечения ГП после засыпки, %:
.Для выполнения условия устойчивости стенки трубы необходимо оценить изгибные деформации при действии изгибающего момента и продольной растягивающей силы с учетом овальности сечения трубы после укладки и засыпки.
3.28. Осевые продольные напряжения, МПа, приравниваемые к величине продольных напряжений, но без учета изгиба
.3.29. Понижающий коэффициент
.3.30. Параметр критического напряжения
.3.31. Параметр овальности с учетом продольных деформаций и веса грунта засыпки
.3.32. Критическая продольная деформация при изгибе газопровода принимается из теории устойчивости цилиндрических оболочек
.3.33. При совместном действии изгибающего момента и продольной растягивающей силы местная устойчивость стенки газопровода обеспечивается при выполнении условия
,где εbпр – предельно допустимая изгибная деформация, принимаем 0,40 %.
Если условие не выполняется, то необходимо увеличить толщину стенки или повысить прочностные свойства стали.
Глава 4. РАЗРАБОТКА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ КЦ
Компрессорный цех – это сложный технический объект, предназначенный для подготовки природного газа к дальнейшему транспорту по МГ. Технологическая схема компрессорного цеха и газоперекачивающего оборудования должны обеспечивать необходимую производительность газотранспортной системы. Оптимальная загрузка ГПА существенно снижает энергозатраты на транспорт газа. Регулирование производительности газопровода осуществляется за счет частотного регулирования мощности центробежных нагнетателей. При существенном снижении производительности газопровода можно отключить нужное количество ГПА, чтобы оптимально загрузить остальные ГПА. При очень низком потреблении газа можно отключить компрессорный цех и осуществить транзитный поток газа до следующего КЦ для оптимальной загрузки его ГПА. Технологическая обвязка компрессорного цеха в соответствии с [8] предназначена:
– для приема на КЦ технологического газа из МГ;
– для очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;
– распределения потоков газа для последующего увеличения давления в ЦН и регулирования схемы загрузки ГПА;
– для охлаждения технологического газа в АВО;
– для вывода КЦ на станционное «кольцо» при пуске и останове;
– для подачи газа в магистральный газопровод;
– для транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КЦ;
– для сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
На технологической обвязке КЦ устанавливается соответствующая трубопроводная арматура (ТПА), которую классифицируют на станционную, режимную, агрегатную и охранную. Станционная запорная арматура устанавливается на узле подключения КЦ для подключения КЦ к магистральному газопроводу или отключению КЦ и стравливанию газа из технологических трубопроводов. Режимные краны устанавливаются на техническом трубопроводе КЦ для построения соответствующих схем работы ГПА. Наличие агрегатных кранов позволяет подключить к системе технологического трубопровода газоперекачивающий агрегат. Автоматическое отключение компрессорного цеха от магистрального газопровода осуществляется благодаря охранным кранам.