Параметры
|
Вариант
|
3
|
Dн - диаметр трубопровода
наружный, мм
|
1220
|
Марка стали
|
12 Г2СБ
|
t0 - температура при сварке
замыкающего стыка, 0с
|
-20
|
t0 - температура эксплуатации
нефтепровода, 0с
|
22
|
ρ - средняя плотность, т/м3
|
0,87
|
P1 - рабочее давление насосной
станции, кгс/см2
|
h0 - глубина заложения
нефтепровода, м
|
1,0
|
ρ и - радиус естественного изгиба нефтепровода, м
|
1200
|
,
м3/с (1)
где Nг
=350 дней - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода
диаметром свыше 820 мм и длиной свыше 500 км. [2, табл 5.1]
м3/с.
d
= D - 2*δ = 1220-2*14 = 1192 мм
= 1, 192 м. (2)
рассчитывается по формуле
,
м/с (3)
,
(4),
Re > ReKp = 2320, режим течения нефти турбулентный. Находим ReI и ReII.
,
(5)
,
(6)
где ε - относительная
шероховатость труб.
;
;
2320 < Re
< ReI - зона
гидравлически гладких труб.
по формуле Блазиуса:
,
(7)
,
(8)
,
(9)
м
Потери напора на местные
сопротивления:
,
(10)
м
Полные потери напора в
трубопроводе:
,
(11)
м
,
(12)
м
,
(13)
Размещение насосных станций по
трассе нефтепровода выполняем по методу В.Г. Шухова (см. рис.1). Из точки
начала нефтепровода в масштабе высот (М 1: 10) откладываем напор, развиваемый
всеми тремя станциями
ΣНст=511,5*6=3069
м.
Полученную точку соединяем с
точкой конца нефтепровода прямой линией. Уклон этой линии больше
гидравлического уклона, т.к округление станций сделано в большую сторону.
Прямую суммарного напора всех
станций делим на пять равных частей. Из точек деления проводим линии,
параллельные наклонной прямой. Точки пересечения с профилем дают местоположение
насосных станций от первой до шестой.
Рисунок 1 - Расстановка станций
по методу В.Г. Шухова
Фактическая производительность:
;
(14)
где m=0,25
- коэффициент Лейбензона для зоны гидравлически гладких труб. [2, табл 5.3]
м3/с
Фактическая производительность
больше расчетной на 4,2%.
(15)
На рис.1 линии падения напора
изображены сплошными линиями.
В этом случае суммарного напора
недостаточно для компенсации гидравлических потерь в трубопроводе. Уменьшим
гидравлическое сопротивление с помощью лупинга, приняв его диаметр равным
диаметру основной магистрали.
Гидравлический уклон лупинга для
переходной зоны:
,
(16)
Необходимая длина лупинга:
,
(17)
Размещение лупинга для этого
случая производится следующим образом. Откладываем в масштабе высот отрезок 0М,
представляющий собой суммарный напор пяти станций. Далее в точках М и B, как в вершинах, строим параллелограмм гидравлических
уклонов. Стороны параллелограмма параллельны линиям nt
и kt треугольников гидравлических уклонов (верхний
угол, рис.2). Отрезки en и ek представляют потерю напора на стокилометровом участке
трубопровода (отрезок et). Отрезок 0М
делим на пять равных частей (по числу станций) и из точек деления строим
подобные параллелограммы со сторонами, параллельными первому. Точки пересечения
сторон параллелограмма с профилем определяют зоны расположения станций.
Рисунок 2 - Расстановка лупингов
по методу В.Г. Шухова
Расчетная толщина стенки
трубопровода определяется по формуле:
(18)
где n=1,1
- коэффицент надежности по нагрузке;
p = 4,6 МПа - рабочее давление;
Dн =
1,22 м - наружный диаметр трубы;
Расчетное сопротивление
растяжению (сжатию) определим по формуле:
(19)
где m = 0,9 - коэффицент условий работы трубопровода, принимаемый
по таблице 1 СНиП 2.05.06-85*;
kн =
1,0 - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице
11 [2];
k1 =
1,34 - коэффициент надежности по материалу, прнимаемый по таблице 9 [2];
σвр = 550 МПа -
нормативное сопротивление растяжению металла труб.
Тогда
369,4
МПа
0,00824
м ≈ 8 мм
При наличии продольных осевых
сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия:
(20)
где
(21)
Величина продольных сжимающих
напряжений равна:
,
(22)
-26,106 МПа
Знак “минус” указывает на
наличие осевых сжимающих напряжений.
Поэтому вычисляем коэффициент
ψ1, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:
Пересчитываем толщину стенки
нефтепровода:
0,00804
м ≈ 8 мм
Таким образом, ранее принятая
толщина стенки равная δ = 0,008 м может быть принята как окончательный
результат.
С учетом припуска на коррозию 2
мм и на неравномерность проката 1мм толщина стенки принимается равной 11 мм.
Проверку на прочность
трубопровода в продольном направлении следует производить из условия (согласно
[2]):
(23)
где sпр. N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и
воздействий, МПа;
y2
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при
растягивающих осевых продольных напряжениях (sпр.
N ³
0) принимаемый равным единице, при сжимающих (sпр.
N <
0) определяемый по формуле:
(24)
Кольцевые напряжения от
внутреннего давления найдем по формуле:
275,54
МПа
Тогда
0,3904
Величина продольных сжимающих
напряжений равна:
(25)
-26,106 МПа
144,2
МПа
Получили |-26,106 |≤144,2 -
условие устойчивости выполняется.
Для предотвращения недопустимых
пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку
необходимо производить по условиям:
(26)
(27)
где -
максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от
нормативных нагрузок и воздействий;
y3
- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при
растягивающих продольных напряжениях принимаемый
равным единице, при сжимающих - определяемый
по формуле:
,
(28)
Согласно исходным данным σт
=380 МПа - нормативное сопротивление равное минимальному значению предела
текучести.
Для прямолинейных и
упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных
перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные
продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления,
температурного перепада и упругого изгиба ,
МПа, определяются по формуле:
(29)
где ρ - минимальный радиус
упругого изгиба оси трубопровода.
Нормативное значение кольцевых
напряжений найдем по формуле:
250,49
МПа (30)
Находим коэффициент, учитывающий
двухосное напряженное состояние металла:
0,4915
Находим максимальные продольные
напряжения в трубопроводе, подставляя в формулу в первом случае знак “минус",
а во втором “плюс”:
105,7 МПа
-103,73 МПа
Дальнейший расчет ведем по
наибольшему по модулю напряжению.
Вычисляем комплекс:
186,77
МПа
Получаем, что 105,7<186,77 МПа,
то есть I условие выполняется.
II
условие: выполняется, так как 250,49 <
380 МПа.
Для глинистого грунта принимаем
Сгр=20 кПа, φгр=160, γгр=16800
Н/м3 по таблице 4.3 источника [1, стр.112].
Находим внутренний диаметр по
формуле (2), площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:
0,04176 м2 (31)
2,61·10-3 м4 (32)
Продольное осевое усилие в
сечении трубопровода найдем по формуле:
(33)
6843651 Н
Нагрузка от собственного веса
металла трубы по формуле:
(34)
где nc.
в. - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса,
равный 1,1; γм - удельный вес металла, из которого изготовлены
трубы, для стали γм = 78500 Н/м3; Dн,
Dвн - соответственно наружный и внутренний
диаметры трубы.
3114,17 Н/м.
Нагрузка от веса нефти,
находящегося в трубопроводе единичной длины:
9615,493
Н/м; (35)
Нагрузка от собственного веса
изоляции для подземных трубопроводов:
(36)
δип,
ρип - соответственно отлщина и плотность изоляции;
δоб,
ρоб - соответственно отлщина и плотность оберточных материалов;
Для изоляции трубопровода лентой
и оберткой “Полилен” (толщина δип=δоб=0,635 мм, плотность ленты “Полилен” ρип=1046
кг/м3, плотность обертки “Полилен” ρип=1028 кг/м3)
имеем:
108,14
Н/м.
Таким образом, нагрузка от
собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью
определится по формуле:
12837,8
Н/м;
Среденее удельное давление на
единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом найдем по формуле:
(37)
где nгр
- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;
γгр - удельный вес
грунта, для глины γгр=16800 H/м3;
h0
- высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;
qтр
- расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода;
18359,15
Па;
Сопротивление грунта продольным
перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле:
(38)
96782,87
Па;
Сопротивление вертикальным
перемещениям отрезка трубопровода единичной длины определим по формуле:
(39)
28105,68
Па;
Продольное критическое усилие
для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находим
по формуле:
(40)
21,053М;
Находим произведение: 3,55МН;
Получили 6,84 < 21,053 MH - условие общей устойчивости выполняется.
Продольное критическое усилие для прямолинейных
участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:
,
(41)
где k0
= 25 МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или
коэффициент постели грунта при сжатии.
256,114
МН;
230,5
МН;
6,84 < 230,5
В случае упругой связи
трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении
обеспечена.
В процессе выполнения курсового
проекта нами были решены конкретные индивидуальные задачи с привлечением
комплекса знаний, полученных при изучении профильных дисциплин.
В ходе выполнения работы провели
гидравлический расчет нефтепровода по исходным данным, осуществили проверку
прочности и устойчивости подземного участка, определили количество и размещение
насосных станций.
1.
Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Типовые расчеты
при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для
ВУЗов. - Уфа: ООО “Дизайн-ПолиграфСервис", 2002. - 658 с.
2.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. - М.: ЦИТП
Госстроя СССР, 1985. - 52 с.
3.
Кабин Д.Д., Григоренко П.П., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении
трубопроводов. - М.: Недра. 1995. - 246 с.
4.
Трубопроводный транспорт нефти: Учебник для вузов: В 2 т. / Г.Г. Васильев,
Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под ред. С.М. Вайнштока. - М.: Недра, 2002.