3.3 Определение диаметра нефтепровода

Внутренний диаметр нефтепровода вычисляется по формуле:

, (3.3.1)

где w₀ - рекомендуемая скорость перекачки, определяемая из графика (рис.3.2.1)

Рис.3.3.1.Зависимость рекомендуемой скорости перекачки от плановой производительности нефтепровода По вычисленному значению внутреннего диаметра, принимается ближайший стандартный наружный диаметр нефтепровода D_H .Значение наружного диаметра также можно определить по таблице 3.3.1.

Таблица 3. Параметры трубопроводов

Производительность GГ, млн. т/год	Наружный диаметр Dн, мм	Рабочее давление Р, МПа
0,7-1,2	219	8,8-9,8
1,1-1,8	273	7,4-8,3
1,6-2,4	325	6,6-7,4
2,2-3,4	377	5,4-6,4
3,2-4,4	426	5,4-6,4
4,0-9,0	530	5,3-6,1
7,0-13,0	630	5,1-5,5
11,0-19,0	720	5,6-6,1
15,0-27,0	820	5,5-5,9
23,0-50,0	1020	5,3-5,9
41,0-78,0	1220	5,1-5,5

По приложению 1 выбирается поставщик и характеристики материалов труб

3.4 Определение толщины стенки

В курсовом проекте трубопровод предполагается прокладывать подземно, поэтому рассматриваем методику для данного случая.

Толщина стенки определяется по формуле:

(3.4.1)

где п_р – коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,15-для нефтепроводов, работающих по системе из «насоса в насос»; 1,1 – во всех остальных случаях;

Р – рабочее (нормативное) давление, Мпа;

Dн – наружный диаметр трубопровода;

R₁ – расчетное сопротивление материала стенки трубопровода, которое можно рассчитать по формуле:

(3.4.2)

где – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрывы, равное минимальному пределу прочности =σ_вр(см. прил. 1);

m- коэффициент условий работы трубопровода, для I, II категории трубопроводов m= 0,75; для HI, IV категории трубопроводов m= 0,9; для В категории трубопроводов m= 0,6;

K₁ – коэффициент надежности по материалу (см. прил. 1);

К_н – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для D_H≤1000 мм К_н=1, для D_H=1200 мм K_H=1,05).

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:

, (3.4.3)

где коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб, определяемый по формуле:

(3.4.4)

где - продольное осевое сжимающее напряжение, Мпа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений. При растягивающих осевых продольных напряжениях (0)1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях (<0):

(3.4.5)

где Δt – расчетный перепад температур;

–коэффициент Пуассона, =0,3 [5];

- коэффициент линейного расширения металла, =1,2-10^-5 1/°С;

Е- модуль Юнга, Е=2,06· 10⁵ Мпа;

D_e – внутренний диаметр трубопровода, м.

D_e=D_H-2δ, (3.4.6)

где δ – толщина стенки трубопровода, м.

Абсолютное значение максимального положительного и максимального отрицательного температурных перепадов:

(3.4.7)

(3.4.8)

Пересчитываем толщину стенки нефтепровода с учетом двухосного напряженного состояния металла. Полученное расчетное значение толщины стенки трубопровода округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.