- •Содержание
- •Введение
- •1.Нормы инженерного проектирования
- •1.1. Выбор категории магистральных нефтепроводов
- •1.2 Основные требования к трассе нефтепровода
- •1.3 Конструктивные требования к нефтепроводам
- •1.4 Подземная прокладка нефтепроводов
- •1.5 Защита нефтепровода от коррозии
- •1.6 Материалы и изделия для строительства магистрального нефтепровода
- •1.7 Испытание нефтепроводов
- •2. Основные показатели магистрального нефтепровода
- •2.1 Состав расчетов
- •2.2 Расчет толщины стенки трубопровода
- •2.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении
- •2.4 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций (по 2 условиям)
- •2.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении
- •3. Гидравлический расчет нефтепровода
- •3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов.
- •3.2 Определение длины нефтепровода
- •3.3 Определение расчетной пропускной способности
- •3.4 Расчет диаметра нефтепровода
- •3.5 Построение эпюры рабочих давлений
- •3.6 Определение расчетной вязкости, плотности и температуры перекачиваемой нефти
- •3.7 Определение количества насосных станций и их размещение
- •3.8 Нефтеперекачивающие станции
- •3.9 Расчет переходных процессов
- •3. 10 Система защит по давлению, обеспечивающая безопасную эксплуатацию нефтепровода
- •3.11 Определение границ и протяженности технологических участков, количества и вместимости резервуарных парков.
- •Заключение
- •Список использованной литературы
2.3 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении
Проверку на прочность следует производить из условия:
; (8)
где σпрN - продольное осевое напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий:
(9)
ψ2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (σпрN >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σпрN <0) определяемый по формуле:
(10)
где σкц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:
МПа; (11)
Условие прочности трубопровода в продольном направлении выполняется. Следовательно, принимаем толщину стенки 12 мм.
2.4 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций (по 2 условиям)
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:
; (13)
; (14)
где σпрн - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;
ψ3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях (σпрн >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σпрн <0) определяемый по формуле:
; (15)
где R2н - нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению предела текучести σтек =360 МПа;
σкцн - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:
,МПа. (16)
Максимальные суммарные продольные напряжения σпрн определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопровода при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные перемещения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба определяются по формуле:
где ρ=1000, м - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.
Проверку выполняем по наибольшим по абсолютному значению продольным напряжениям σпр1,2н = -258,39 МПа.
Проверяем условие:
Условия прочности трубопровода на предотвращение недопустимых пластических деформаций выполняются .
2.5 Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении
Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия:
; (17)
где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н или МН;
Nкр — продольное критическое усилие, Н или МН, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.
Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубопровода и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта S определяется по формуле:
=
= ((0,5 – 0,3) ∙131,9142 + 1,2∙10-5∙2,06∙105∙32) ∙0,0195 = 2,06 МН (18)
где
град; (19)
F - площадь поперечного сечения трубы:
= 0,0195 м2; (20)
Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:
(21)
N кр= 4,09∙(25667,03∙12148,35 4∙0,0195 2∙(2,06∙1011)5∙0,0006553) 1/11 =7,282МН
где Р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины;
J - осевой момент инерции металла трубы, определяется по формуле:
= 0,000655 м4; (22)
qверт - сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:
(23)
q верт= 0,8∙25500∙0,530∙(0.8 + 0,530/2 –(3,14∙0,530)/8)+ 2882,74 = =12148,35Н/м
Величина Р0 определяется по формуле:
(24)
P0=3,14∙0,530∙(2000+15996,96∙tg40) = 25667,02901 Па
Таблица 23 - Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов
Средней полосы России
Грунт |
, градус |
fгр=tg |
сгр, кПа |
Гравелистый песок Песок средней крупности Мелкий песок Пылеватый песок Супеси Суглинки Глины Торф |
36¸40 33¸38 30¸36 28¸34 21¸25 17¸22 15¸18 16¸30 |
0,7¸0,8 0,65¸0,75 0,6¸0,7 0,55¸0,65 0,35¸0,45 0,3¸0,4 0,25¸0,35 0,3¸0,5 |
0¸2 1¸3 2¸5 2¸7 4¸12 6¸20 12¸40 0,5¸4 |
Таблица 24 - Коэффициент постели грунта при сжатии
Грунт |
k0, МН/м3 |
Грунт |
k0, МН/м3 |
Торф влажный Плывун Глина размягченная Песок свеженасыпанный |
0,5¸1,0 1¸5 1¸5 2¸5 |
Песок слежавшийся Глина тугопластичная Гравий |
5¸30 5¸50 10¸50 |
где Сгр=2кПа - коэффициент сцепления грунта [2, табл.4.3];
Ргр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом;
гр=40° - угол внутреннего трения грунта.[2, табл.4.3]
Величина Ргр вычисляется по формуле:
(25)
Ргр=(2∙0,8∙25500∙0,530∙((0,8+0,530/8)+( 0,8+0,530/2)∙tg²(45º-40/2))+ 2882,74)/(3,14∙0,530) =15996,96Па
где nгр=0,8- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;
γгр=25,5 кН/м3 -удельный вес грунта;
h0=0,8 м - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;
qтр —расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом:
= 1455,572+46,98 +1380,186= 2882,738 Н/м (26)
Нагрузка от собственного веса металла трубы:
(27)
Н/м
где nсв = 0,95 - коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения;
γм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали γм=78500 Н/м3.
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:
(28)
qи=0,95∙3,14∙0,530∙9,81∙(2,3∙(0,635/103)∙1046 + 2,3∙(0,635/103)∙1028) = 46,98 Н/м
или
(29)
где Kип= Kоб=2,30 - коэффициент, учитывающий величину нахлеста для двухслойной изоляции;
δи=0,635 мм, ρип=1046кг/м3 —соответственно толщина и плотность изоляции; δоб=0,635 мм, ρоб=1028кг/м3 - соответственно толщина и плотность оберточных материалов.
Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубе единичной длины:
= 700∙9,81∙(3,14∙0,530²)/4 = 1380,186Н/м. (30)
2882,738 Н/м.
Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом:
15996,96Па;
Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:
25667,02901Па;
Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:
12148,35234Н/м;
Проверяем или больше
2,06 < 0,9*7,282 МН
2,06 МН < 6,534МН
Если , то в случае пластической связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом определяем по формуле:
(31)
= 2∙(5∙106∙0,530∙2,06∙1011∙0,000655)1/2 = 37,81МН
где к0 =5 МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии [2, табл.4.6].
Вычисляем МН;
Т.к. (2,06 МН < 28,364 МН), условие устойчивости прямолинейных участков нефтепродуктопровода обеспечено.
Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:
Вычисляем параметры :
; (32)
и
(33)
По номограмме определяем коэффициент - [2, рис.4.2].
Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие рассчитывается по 2-м условиям:
МН (34)
2,05 МН < 4,777 МН, следовательно, условие устойчивости криволинейных участков выполняется.
(35)
МН.
Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.