- •Содержание курсового проекта
- •3 Технологический расчет магистрального нефтепровода
- •1) По формуле Вальтера (astm):
- •2) По формуле Рейнольдса-Филонова:
- •3.2 Выбор насосного оборудования
- •3.3 Определение диаметра нефтепровода
- •3.4 Определение толщины стенки
- •3.5 Проверка на прочность и устойчивость нефтепровода
- •3.6 Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций и расстановка их по трассе нефтепровода
- •3.7 Расчет режимов эксплуатации нефтепровода
- •3.8 Выбор рациональных режимов эксплуатации магистрального нефтепровода
- •4 Пример расчета магистрального нефтепровода (использованы материалы из [5])
- •Решение
- •4.1. Расчетные значения вязкости и плотности перекачиваемой нефти
- •4.2. Выбор насосного оборудования нефтеперекачивающей станции и расчет рабочего давления.
- •4.3 Определение диаметра и толщины стенки трубопровода
- •4.3.2. Определяем расчетное сопротивление металла трубы по формуле (3.4.2):
- •4.3.5 Рассчитаем продольные осевые напряжения σпр n по формуле (3.4.5):
- •4.4.8 Проверяем общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом. По формуле (3.5.25) вычисляем:
- •4.5 Гидравлический расчет нефтепровода, определение числа перекачивающих станций
- •4.6 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •4.7 Определение оптимальных режимов работы нефтепровода
- •4.7.1 Графический метод
- •И напорных характеристик насосов
- •4.7.2 Численный метод
- •4.7.3 Определение рациональных режимов перекачки
- •Список использованных источников
- •Характеристика труб для нефтепроводов и нефтебаз
3.5 Проверка на прочность и устойчивость нефтепровода
Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию:
(3.5.1)
где R1- расчетное сопротивление материала;
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях (0)1,0 , при сжимающих осевых продольных напряжениях (<0)определяется по формуле:
(3.5.2)
где -кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления, равные:
(3.5.3)
где пр, Р- обозначения те же, что в формуле (3.4.1);
-внутренний диаметр нефтепровода, м
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям:
, (3.5.4)
(3.5.5)
где -максимальные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы;
- кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления, МПа;
- нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается=, МПа;
(3.5.6)
Где -радиус упругого изгиба оси трубопровода, м;
- коэффициент Пуассона,= 0.
Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки - внутреннего давления
(3.5.7)
Коэффициент определяется по формуле:
(3.5.8)
Если проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение:
, (3.5.9.)
Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству:
S≤mNкр(3.5.10)
S- эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле:
(3.5.11)
F - площадь поперечного сечения металла трубы, м2.
Для труб круглого сечения:
, (3.5.12)
Nкp - продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.
Nкp следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик фунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.
В случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:
, (3.5.13)
где Р0 - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Па:
, (3.5.14) где Сгр - коэффициент сцепления грунта (табл. 3.5.1), кПа
Ргр- среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом, МПа:
(3.5.15)
где пгр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равный 0,8;
γ гр - удельный вес грунта (табл.3.5.1), кН/м3;
h0- глубина заложения трубопровода (табл. 3.5.2), м;
qтр – расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью, Н/м
Таблица 3.5.1 Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов средней полосы России
Грунт |
Сгр кПа |
φгр, градусы |
γгр, кH/м3 |
Гравелистый песок |
0-2 |
36-40 |
25,5 |
Песок средней крупности |
1-3 |
33-38 |
23,0 |
Мелкий песок |
2-5 |
30-36 |
21,2 |
Пылеватый песок |
2-7 |
28-34 |
20,5 |
Супеси |
4-12 |
21-25 |
19,7 |
Суглинки |
6-20 |
17-22 |
19,0 |
Глины |
12-40 |
15-18 |
16,8 |
Торф |
0,5-4 |
16-30 |
7,0 |
Таблица 3.5.2 Рекомендуемые величины заглубления трубопроводов
Условия прокладки, диаметр трубопровода |
ho |
При условном диаметре менее 1000 мм |
0,8 |
При условном диаметре 1000 мм и более |
1,0 |
На болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению |
1,1 |
В песчаных барханах, считая от нижних отметок межбарханных оснований |
1,0 |
В скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин |
0,6 |
На пахотных и орошаемых землях |
1,0 |
При пересечении оросительных и мелиоративных каналов |
1,0 |
qтр =qм+qи +qпр, (3.5.16)
где qм- нагрузка от собственного веса металла трубы, Н/м:
qм=(3.5.17)
где псв- коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95;
γм- удельный вес металла труб, принимаемый равным 78500 Н/ м3;
qu - нагрузка от собственного веса изоляции, которое может быть принято 10% от собственного веса металла трубы, Н/м:
(3.5.18)
qпр - нагрузка от веса нефти, находящейся в трубопроводе, Н/м:
g(3.5.19)
qвеpm -сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м.
(3.5.20)
J- осевой момент инерции, м4:
(3.5.21)
Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:
, (3.5.22)
где k0 - коэффициент постели грунта при сжатии (табл. 3.5.3), МН/м3.
Таблица 3.5.3 Величины коэффициента постели грунта при сжатии
Грунт |
, МН/м3 |
Грунт |
, МН/м3 |
Торф влажный |
0,5-1,0 |
Песок слежавшийся |
5-30 |
Плывун |
1-5 |
Глина ту гоп ластичная |
5-50 |
Глина размягченная |
1-5 |
Гравий |
10-50 |
Песок свеженасыпанный |
2-5 |
|
|
Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то необходимо принять меньшее из Nкр.
Продольную устойчивость следует проверять для криволинейных участков в плоскости изгиба трубопровода. Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков следует проверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.
Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, в случае пластической связи трубы с грунтом определяют критическое усилие:
(3.5.23)
(3.5.24)
где - коэффициент, определяемый по номограмме (рис. 3.5.1), в зависимости от параметров θβ, Zβ:
;(3.5.25)
где - радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу
дна траншеи.
должен быть больше значения , которое определяется по табл. 3.5.4 или специальными расчетами.
Из двух вычисленных значений иливыбирают меньшее.
Рис 3.5.1 Номограмма для определения коэффициента βn при проверке устойчивости криволинейного трубопровода (стрелками показано, как определяется βn =20 при Zβ =150 и θβ=0,04)
Таблица 3.5 4 Значения минимально допустимых радиусов упругого изгиба трубопровода, ρmin
Условный |
|
Условный |
|
диаметр трубопровода, мм |
ρmin,м |
диаметр трубопровода, мм |
ρmin,м |
1400 |
1400 |
600 |
600 |
| |||
1200 |
1200 |
500 |
500 |
1000 |
1000 |
400 |
400 |
800 |
800 |
300 |
300 |
700 |
700 |
200 |
200 |