Проектирование магистрального нефтепровода и расчет его основных характеристик на участке "Орловка-Анжеро-Судженск"

                               МПа;             (11)                                  

_{115,057≤ 0,16054·342,54}

_{175,47 ≤ 180,86}

 

Условие прочности  трубопровода в продольном направлении  не выполняется. Следовательно, принимаем толщину стенки 13 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 σ_пр^н  – максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

ψ₃ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях (σ_пр^н >0) принимаемый равным единице, при сжимающих (σ_пр^н <0) определяемый по формуле:

;                            (15)

 

где R₂^н – нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению предела текучести σ_тек = 360 МПа;

σ_кц^н – кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

,МПа.                                (16)

 

Максимальные  суммарные продольные напряжения σ_пр^н 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 σ_пр1,2^н = –286,379МПа.

 

       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;

N_кр – 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) ∙415,7296 + 1,2∙10^-5∙2,06∙10⁵∙44) ∙0,0418 = 2,05 МН        (18)   

                                                       

где

  град;                                                  (19)

F – площадь поперечного сечения трубы:

            

м²;                               (20)

 

Для прямолинейных  участков подземных трубопроводов  в случае пластической связи трубы  с грунтом продольное критическое  усилие находится по формуле:

                                       (21)

 

 МН

                             

где Р₀ – сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины;

J – осевой момент инерции металла трубы, определяется по формуле:

                            

м⁴;                                        (22)

q_верт – сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

                   ₍₂₃₎

 Н/м

 

Величина Р₀ определяется по формуле:

 

                                      ₍₂₄₎

P₀=3,14∙1,22 ∙(20000+19632,43∙tg30) = 70768,54693 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 С_гр= 20кПа – коэффициент сцепления грунта [2, табл.4.3];

Р_гр – среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом;

_гр= 30° – угол внутреннего трения грунта.[2, табл.4.3]

 Величина  Р_гр вычисляется по формуле:

           (25)

 Па

 

где n_гр = 0.75 – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;

γ_гр = 25,5 кН/м³ – удельный вес грунта;

h₀ = 1,0 м – высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;

q_тр – расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом:

= 3394.4630+108.1415 +9032.6436= 12535 Н/м                (26)

 

Нагрузка от собственного веса металла  трубы:

   (27)

Н/м

где n_св = 0,95 – коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения;

γ_м – удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали γ_м=78500 Н/м³.

 

Нагрузка  от собственного веса изоляции для  подземных трубопроводов:

 

                     ₍₂₈₎

 Н/м

или

                                         

                                                                   (29)

 

где K_ип = K_об=2,30 - коэффициент, учитывающий величину нахлеста для двухслойной изоляции;

δ_и = 0,635 мм, ρ_ип = 1046кг/м³ —соответственно толщина и плотность изоляции; δ_об = 0,635 мм, ρ_об = 1028кг/м³ – соответственно толщина и плотность оберточных материалов.

Нагрузка  от веса нефти, находящейся в трубе  единичной длины:

                 

Н/м             (30)

Среднее удельное давление на единицу поверхности  контакта трубопровода с грунтом:

 19632.43 Па;

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:

70768.54693 Па;

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

35709.709 Н/м;

Проверяем или больше

 1.2186 < 0,9*30.22 МН

1.2186 МН < 27.198 МН

 

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∙1,22∙2,06∙10¹¹∙0,0083)^1/2 =  204.2964 МН                                             

где  к₀ = 5 МН/м³ - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии [2, табл.4.6].

 

Вычисляем МН;

Т.к. (1.2186 МН < 153.22 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:

 

                                          

                                             (34)

 

 МН

 

 

7,47 МН    <  18,42 МН, следовательно, условие устойчивости криволинейных участков выполняется.     

                                           (35)         

МН.

Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.

 

3. Гидравлический расчет нефтепровода

   3.1.Исходные данные для гидравлических расчетов.

В качестве исходных данных при выполнении гидравлических расчетов должны использоваться:

− координаты начального, конечного пунктов нефтепровода, ответвлений к промежуточным пунктам приема и сдачи нефти;

− сжатый профиль  и план трассы нефтепровода;

− заданная годовая пропускная способность  нефтепровода по участкам

нефтепровода  и по этапам развития;

− расчетная  вязкость и плотность нефти по участкам нефтепровода при расчетной  температуре нефти помесячно;

− технические характеристики основного  технологического оборудования (трубы, насосы, резервуары, запорная арматура, регулирующая арматура и т.д.) допустимого  к применению.

 

Таблица 25 – Исходные данные

Qг, млн.т/год	75
Длина трассы L, км	400
Разность отметок начала и конца  трубопровода AZ=Z2-Z1, м	15
Средняя расчетная кинематическая вязкость при температурах грунта на глубине  заложения трубопровода νp, м2/сек	15,5∙10-6
Средняя плотность при данном диапазоне  измерения температур ρ, т/м3	0, 820
Давление, развиваемое насосной станцией Р1 кгс/см2	46
Остаточное давление в конце перегона Р2, кгс/см2	2,0
Средняя абсолютная шероховатость для  нефтепроводных труб после нескольких лет эксплуатации е, мм	0,2
Толщина стенки трубы δ, мм (принимается из определения толщины стенки трубопровода)	13
Наружный диаметр трубопровода D, мм	1220
Высота грунта над верхней образующей трубы h, м	1,0

3.1.1. Секундный расход нефти:

 

                                             

,                                                     (37)

 

м³/с

 

где N_г = 354 дней – расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром свыше 530 мм. [2,табл 5.1]

                         

3.1.2. Внутренний диаметр трубопровода: