3. Расчетная часть
Исходные данные:
-диаметр трубопровода: Dн=325 мм;
-рабочее давление: р = 6,4 МПа;
-район строительства: г. Тюмень;
-время строительства: лето;
-транспортируемый продукт: нефть
3.1 Определение толщины стенки трубопровода
Для нефтепровода выбираем электросварную
трубу ТУ 14-3-1471-87 из стали марки 09Г2 по
ГОСТ 19281-89 с временным сопротивлением
разрыву и пределом текучести:
=
440 МПа,
=
305 МПа и коэффициентом надежности по
материалу
=1,47
[5].
1) Расчетное сопротивление металла трубы:
,
где m – коэффициент условий работы трубопровода, m=0,825 для участков трубопроводов категории «II», выбирается по [5];
– коэффициенты надежности по материалу, k1=1,47 [5];
–
коэффициенты надежности по материалу,
k2 =1,15
выбирается [5];
–
коэффициент надежности по ответственности
трубопровода,
=1,1
выбирается по [5].
2) Толщина стенки нефтепровода:
,
где n – коэффициент надежности по нагрузке, n=1,1 выбирается по [5];
P – расчетное рабочее давление, МПа;
Dн – наружный диаметр трубы, м;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы, МПа;
0,004941м
Полученное значение толщины стенки трубы округляем до δ=8 мм.
Внутренний диаметр трубопровода:
Dвн=Dн
- 2·δ = 325-2
8
= 309 мм
3) По картам 5, 6, 7 [6] находим для района прокладки трубопровода:
tI = -15oC, tVI I= 20oC, ΔI = 15oC, ΔVII = 6oC.
Нормативное значение температуры наружного воздуха в холодное и теплое время года:
tнх = t1 - ΔI = -15 – 15 = -30 oC;
tнm= tVII + ΔVII =20 + 6= 26 oC.
Расчетные значения:
tx = tнх -6=-30 -6= -36 oC;
tm = tнm +3=26 + 3= 29oC.
Температурный перепад при замыкании трубопровода в холодное и теплое время года:
Δtx =tэ-tx=5 - (-36)= 31 oC;
Δtm = tэ-tm=5 - (+29)= -24 oC.
В качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение Δt= 31 oC.
4) Продольные напряжения:
Δ
где α t – коэффициент линейного расширения металла трубы,
αt=0.000012 град-1[5];
E – модуль Юнга, E=2.06·105 МПа [5];
np – коэффициент надежности по нагрузке, np=1,1 [5];
Dвн – внутренний диаметр трубопровода,м.
=-0.000012
205000
31+0,3
=-
33,732МПа