Файл: Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 155
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
80
Для определения номинальной толщины стенки вначале рассчитывается расчетная толщина стенки трубы. Толщина стенки трубы [8] – расстояние между внутренней и наружной поверхностями стенки трубы в радиальном направлении. Расчетная толщина стенки трубы [8] – толщина, определя- емая расчетом на прочность.
Расчётная толщина стенки
трубопровода определяется согласно
[19,27] по формуле, [мм]:
=
p
n
R
D
p
n
1 2
. (4.2.1)
При наличии продольных осевых сжимающих напряжениях толщина стенки должна определяться из условия
=
p
n
R
D
p
n
1 1
2
. (4.2.2)
В (4.2.1) и (4.2.2) n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления в переходных процессах; p – рабочее (нормативное)
давление в трубопроводе, [МПа]; R
1
– расчётное сопротивление растяжению
(сжатию), [МПа];
1
– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб.
Для получения номинальной толщины стенки
н полученное расчетное значение толщины стенки трубы должно округляться до ближайшего боль- шего значения, предусмотренного межгосударственными и национальными стандартами Российской Федерации или техническими требованиями заказ- чика.
Рабочее давление [19] – наибольшее избыточное давление секции нефтепровода из всех предусмотренных в проектной документации стацио- нарных режимов перекачки. Рабочее давление [8] – максимальное из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов пере- качки избыточное давление в секции трубопровода. Секция трубопровода
[8] – участок трубопровода между двумя ближайшими поперечными свар- ными стыками.
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) стали определяется согласно [19] по формуле:
R
1
=
k
k
m
R
1 1
, (4.2.3) где:
1
R – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы, равное минимальному значению временного сопротивления разрыву,
[МПа].
1
R =
вр
; k
1
– коэффициент надёжности по материалу; k н
– коэффици- ент надёжности по назначению трубопровода; m – коэффициент условий работы трубопровода.
Коэффициент
1
, учитывающий двухосное напряженное состояние труб,
1
определяется по формуле:
81
1
=
2 1
75 0
1
R
– 0.5
1
R
, (4.2.4) где
пр.N
– продольные осевые сжимающие напряжения, [МПа], определя- емые от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической ра- боты металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений.
Для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных нефтепро- водов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле
пр.N
= –
E
t +
2
D
p
n
, (4.2.5) где
– коэффициент линейного расширения, для стали
= 1.2
10
-5
, [
0
C
-1
];
– коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), для стали в упругой зоне деформации
= 0.3; Е – модуль упругости (Юнга), для стали Е = 206000 [МПа];
t – расчетный температурный перепад, принимае- мый положительным при нагревании, [
0
С].
Нормативный температурный перепад в металле стенок труб должен приниматься равным разнице между максимально или минимально возмож- ной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема нефте- провода. За температуру фиксации расчетной схемы нефтепровода при- нимается температура стенки трубопровода, при которой свариваются захле-
сты, привариваются компенсаторы, производится засыпка нефтепровода и тому подобные действия, т.е. когда фиксируется статически неопределимая система. Допустимый температурный перепад при расчетах балластировки и температуры замыкания должен определяться с учетом категорий участков нефтепроводов (отдельно для I категории и III категории).
Захлест [8] – соединение двух участков трубопроводов в месте техноло- гического разрыва трубопровода кольцевым(и) стаком(амии), выполняемое без использования соединительных деталей трубопровода.
Подземные МН должны проверяться на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия. Провер-
ка на прочность подземных нефтепроводов в продольном направлении должна производиться из условия [19]
пр.N
2
R
1
, (4.2.6) где
2
– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние ме- талла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях (
пр.N
0)
2
принимается равным единице, при сжимающих (
пр.N
< 0) – определяется по формуле
2
=
2 1
75 0
1
R
КЦ
– 0.5
1
R
КЦ
, (4.2.7) где
кц
– кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, [МПа], определяемые по формуле:
82
кц
=
2
D
p
n
. (4.2.8)
Последовательность выполнения расчетов следующая:
1.По формуле (4.2.1) или (4.2.2) вычисляем расчетную толщину стенки трубы
2.Для выбранного наружного диаметра выбираем ближайшую (боль- шую) номинальную толщину стенки
н
(§2.1).
3.По формуле (2.1.3) вычисляем внутренний диаметр трубы D
вн
4.По формуле (4.2.5) вычисляем продольные осевые сжимающие напря- жения. При выполнении условия
пр.N
< 0 (4.2.9) осевые сжимающие напряжения в трубопроводе присутствуют. Их надо учи- тывать, используя коэффициент
1
, учитывающий двухосное напряженное состояние труб. Коэффициент
1
определяется по формуле (4.2.4).
5.Определяем расчетную толщину стенки
при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по формуле (4.2.4). Для выбранного наруж- ного диаметра выбираем ближайшую (большую) номинальную толщину стенки
н
(§2.1).
6.Проверка на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопрово- дов в продольном направлении по условию (4.2.6).
Пример № 4.2.1. Определение толщины стенки трубы.
Выбираем для трубопровода диаметром 1020 [мм] стальные электро- сварные прямошовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под флюсом с одним продольным швом и предназначенные для строительства га- зопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на рабочее давление
5.4
7.4 [МПа] в северном и обычном исполнении (марка стали – 17Г1С), производитель – Челябинский трубопрокатный завод. Согласно механиче- ские характеристики стали 17Г1С равны:
- временное сопротивление –
вр
= 510 [МПа];
- предел текучести –
т
= 353 [МПа].
Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) стали определяем по формуле (4.2.3)
R
1
=
k
k
m
R
1 1
=
1 47 1
9 0
510
= 312.24 [МПа].
Расчётную толщину стенки
трубопровода определяем по формуле
(4.2.1).
=
p
n
R
D
p
n
1 2
=
9 5
15 1
24 312 2
1020 9
5 15 1
= 10.85 [мм].
Округляем полученное значение толщины стенки в большую сторону.
Тогда в соответствии с номенклатурой завода изготовителя [18] толщина стенки должна приниматься равной 11 [мм]. Однако, как отмечено выше, но- минальная толщина стенки для труб диаметром 1020 [мм] и более должна
83 приниматься не менее 12 [мм]. Следовательно, принимаем номинальную толщину стенки
н
= 12 [мм].
Тогда внутренний диаметр равен (2.1.3)
D
вн
= D
н
– 2
н
= 1020 – 2
12 = 996 [мм].
Вычислим продольные осевые напряжения по формуле
пр.N
= –
E
t +
2
D
p
n
= – 1.2
10
-5
206000
15.8 + 0.3
12 2
996 9
5 15 1
= – 39.0576 + 84.47325 = 45.42 [МПа], в которой расчетный температурный перепад
t (равный разности между максимальной температурой эксплуатации и минимальной температурой укладки трубопровода) принимаем положительным при нагревании и равным
t = 19.7 – 3.9 = 15.8 [
0
С].
Получаем
пр.N
> 0.
Условие (4.2.9) не выполняется, то есть, осевые сжимающие напряжения в трубопроводе отсутствуют.
Как отмечено выше, при растягивающих осевых продольных напряже- ниях (
пр.N
> 0) коэффициент
2
принимается равным единице. Тогда провер- ка на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в про- дольном направлении по условию (4.2.6)
45.42 < 1
312.24 показывает, что выбранная номинальная толщина стенки
н удовлетворяет условиям прочности.
Нахождение номинальной толщины стенки трубы позволяет определить
несущую способность трубопровода (НСТ)[24] – максимально допустимое внутреннее давление или напор (в метрах столба перекачиваемой нефти) в трубопроводе при стационарном режиме перекачки, определенные при но- минальной толщине стенки. Несущая способность каждой секции должна определяться по формуле
P
=
2 2
1
D
n
R
. (4.2.10)
Из условия (4.2.10) следует ограничение для максимального значения
давления р
max
2 2
1
D
n
R
(4.2.11) и, следовательно, максимального значения (пьезометрического) напора
давления (§3.2)
H
max давления
=
g
p
max
2 2
1
D
n
g
R
, (4.2.12)
84
Из (3.2.1) и условия (4.2.12) следует условие для максимально допу-
стимого значения напора
H
max
= z + H
max давления
+
g
w
2 2
. (4.2.13)
Практика преподавания показала, что студенты нередко отождествляют проектное рабочее давление на выходе НПС, определяемое по Таблице № 4.1.1, с максимальным значением давления (4.2.11). Это принципиально раз- ные величины, количественно характеризующие принципиально разные про- цессы, – энергия, передаваемая нефти от насосов на НПС, и величина нагруз- ки на трубу со стороны транспортируемого потока.
Пример № 4.2.2. Определение несущей способности трубы.
Найдем несущую способность для рассчитанной в Примере № 4.2.1 тру- бы
1020
12 [мм] с давлением транспортируемой нефти 5.9 [МПа]. Для это- го подставим в формулу (4.2.10) соответствующие значения
P
=
2 2
1
D
n
R
=
12 2
1020 15 1
24 312 12 2
= 6.54 [МПа].
Таким образом, получаем, что условие (4.2.11) выполняется.
Максимальное значение (пьезометрического)напора давления находим по формуле (4.2.12)
H
max давления
=
g
p
max
=
81 9
95 849 10 54 6
6
= 784.4 [м].
По формуле (4.2.13) находим максимально допустимый напор
H
max
= z + 784.4 +
g
w
2 2
В том случае, если нефтепровод сооружен из одинаковых труб с посто- янной толщиной стенки, а на трассе отсутствуют участки повышенной опас- ности, эпюра разрешенных напоров, соответствующих условию
H
H
max
, (4.2.14) полностью копирует сжатый профиль нефтепродуктопровода, только нахо- дится выше его на величину максимально допустимого напора (давления) в выбранном масштабе высот.
Но согласно результатам §3.2 давление по длине нефтепровода может меняться и принципиально отличаться от (4.2.11). Изменение значения дав- ления, в свою очередь, меняет значение кольцевого напряжения (4.2.8) и рас- четной толщины стенки. Этот факт требует определения эпюры рабочих дав- лений по длине нефтепровода. Эпюра рабочих давлений для технологическо- го участка должна быть представлена на сжатом профиле трассы нефтепро- вода в графической форме с указанием значений гидравлического уклона
[18,19]. Эпюра рабочих давлений и
1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 12
эпюра допустимых рабочих давлений должны быть приведены на сводном графике расчетных давлений при стаци- онарных процессах.
85
На рис.№ 4.2.1 показаны красным линия гидравлического уклона, зелё- ным – профиль (вертикальный) нефтепровода, синим – несущая способность нефтепровода, построенные в авторском программном комплексе “Trans
Губка” [17].
Рис.№ 4.2.1.Линия гидравлического уклона, профиль (вертикальный) и несущая способность нефтепровода.
Эпюры рабочих давлений и допустимых рабочих давлений позволяют решать важные практические задачи – выполнить раскладку труб по толщине стенки и сформировать карту защит нефтепровода.
При оценке технического состояния трубопровода используются также
кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, определяе- мые по формуле
КЦ
=
2
D
p
. (4.2.15)
Максимальные суммарные продольные напряжения
,[МПа], опре- деляются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздей- ствий с учетом поперечных и продольных перемещений нефтепровода в со- ответствии с правилами строительной механики. При определении жесткости и напряженного состояния отвода должны учитываться условия его сопря- жения с трубой и влияние внутреннего давления.
В частности для прямолинейных и упруго-изогнутых участков нефте- проводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений нефтепро- вода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий – внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба
, [МПа], определяются по формуле
86
=
КЦ
+
Е
t
2
D
, (4.2.16) где
– минимальный радиус упругого изгиба оси нефтепровода.
Проверка общей устойчивости нефтепровода в продольном направ-
лении в плоскости наименьшей жесткости системы должна производиться из условия [19]
S
m
N
кр
, (4.2.17) где S – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода,
[Н], (4.2.18); N
кр
– продольное критическое усилие, [Н], при котором насту- пает потеря продольной устойчивости нефтепровода. N
кр должно опреде- ляться согласно правилам строительной механики с учетом принятого кон- структивного решения и начального искривления нефтепровода в зависимо- сти от глубины его заложения, физико-механических характеристик грунта, наличия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках должно учитываться гидростатическое воздействие воды.
Продольная устойчивость должна проверяться для криволинейных участков в плоскости изгиба нефтепровода. Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков должна проверяться в верти- кальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 [м].
Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода S должно определяться от расчетных нагрузок и воздействий с учетом про- дольных и поперечных перемещений нефтепровода в соответствии с прави- лами строительной механики.
В частности, для прямолинейных участков нефтепроводов и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое
усилие в сечении нефтепровода S, [Н], определяется по формуле
S = 100
[(0.5 –
)
кц
+
E
t]
F, (4.2.18) где F – площадь поперечного сечения трубы.
Анализ нормативного расчета напряжения материала стенки трубы в приложении к конкретному объекту ЛЧ МН – подводному переходу трубо- провода через естественные препятствия – приведен в [13].
4.3.Требуемое давление на выходе НПС.
Уточненный расчет. Эпюра рабочих давлений для раскладки труб. Рас- кладка труб. Требуемый напор на выходе МНС. Уравнения баланса напоров.
Работа на промежуточную станцию. Работа на перевальную точку. Работа на емкость. Требуемый дифференциальный напор магистральных насосов.
Дифференциальный напор магистрального насоса. Полный напор станции.
Схема соединения магистральных насосов. Участки, на которых необходим учет потери напора. Требуемое давление на выходе НПС.