10.МЕТОДИКА РЕШЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ

сварные

трубы з

н зколегированных

сталей

с более высокими

С

по сравнению с углеродистыми сталями,

механ ческ

что позволяет уменьш ть толщину стенок.

10.1.1. Определение толщины стенки трубопровода

свойствами

Расчетную толщ ну стенки трубопровода определяют по формуле

[3]

n1 pDH

,

(10.1)

б

)

2(n1 p Rt

где

p – ра очее давление (избыточное); DH

– наружный диаметр

трубы; n1 – коэффициент надежности по нагрузке: n1 = 1,15 для нефте-

и нефтепродуктопроводов, работающих по системе из «насоса в насос»;

А

n1 = 1,1 – во всех остальных случаях;

Rt

– расчетное сопротивление

металла трубы и сварных соединений.

R R

mo

,

(10.2)

K K

t

н1

н

1

Д

И

Характеристика труб

Величина

К1

1.

варные из малоперлитной и

бейнитной стали

1,34

С

прокатки

и

термически

контролируемой

упрочненные трубы, изготовленные двусторонней

электродуговой сваркой под флюсом по сплошному

технолог ческому шву, с минусовым допуском по

толщ не стенки не более 5% и прошедшие 100%-й

прокатки

контроль на сплошность основного металла и

сварных соед нен й неразрушающими методами

2.

Сварные з

нормализованной,

термически

1,40

упрочненной стали и стали контролируемой

бА

,

зготовленные

двусторонней

электродуговой сваркой под флюсом по сплошному

технолог ческому

шву

и

прошедшие

100%-й

контроль

сварных

соединений

неразрушающими

методами.

Бесшовные

из

катаной или

кованой

1,47

заготовки,

прошедшие

100%-й

контроль

неразрушающими методами

3. Сварные из нормализованной или горячекатанной

1,55

низколегированной

стали,

изготовленные

Д

двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие

100%-й

контроль

сварных

соединений

неразрушающими методами

4. Сварные из горячекатанной низколегированной

или

углеродистой

стали,

изготовленные

И

двусторонней электродуговой сваркой или токами

высокой частоты. Остальные бесшовные трубы

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений рас-

четную толщину стенки определяют по формуле [3]

n1 pDн

,

(10.3)

2(n1 p 1 R1 )

1 0,75

прN

2

0,5

прN

1

,

(10.4)

R

R

1

1

где прN – абсолютное

значение

продольных

осевых

сжимающих

напряжений, вычисляемое по действующим расчетным нагрузкам и

воздейств ям с учетом упруго-пластической работы металла труб в

С

-

зависимости от пр нятых конструктивных решений

отрицательного

n1 pd

,

(10.5)

прN

E T 0,3

где – коэфф ент

нейного расширения металла трубы, = 12·10

6 град-1; Е – модуль упругости металла (сталь), Е = 2,06·105 МПа; T –

бА

расчетный температурный перепад; d – внутренний диаметр трубы.

Абсолютное значение максимального положительного T (+) или

T (-)

температурного перепада, при котором толщина

стенки определяется только из условия восприятия внутреннего

давлен я определяют по формулам [3]

T

R1

, T

R1(1 )1 ,

(10.6)

( )

E

( )

E

где – коэффициент Пуассона, =0,3.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы

округ-

Д

Минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и

наземных трубопроводов определяют из условий прочности попе-

речных сварных швов и упругой работы металлаИтруб по формуле

Rдоп

0,5EDн

,

(10.7)

mo

Rн

н

E T

3 0,9 Kн

2

кц

2

н

н

3

1 0,75

кц

0,5

кц

,

(10.8)

и

mo

С

mo

Rн

Rн

0,9 Kн

2

0,9 Kн

2

кцн – кольцевые напряжения от рабочего давления

бА

н

pd

.

(10.9)

кц

2 н

Для ор ент ровочного и быстрого определения допустимого

радиуса упругого

зг

а можно использовать соотношение [3]

Rдоп 1000 Dу ,

(10.10)

Таблица 10.2

Категории участков магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов

Категории участков при способе

Характеристика участков трубопроводов

прокладки

подземном

наземном

надземном

1

2

3

4

1. Переходы через водные преграды:

С

а)

судоходные – в русловой части и

прибрежные участки длиной не менее 25

м

каждый

(от

среднемеженного

горизонта

воды)

при

диаметре

трубопровода:

В

-

В

части

I

-

I

— 1000 мм

более

— менее 1000 мм

б)

несудоходные

ш риной

зеркала

воды в межень 25 м

олее – в русловой

более

пр брежные участки длиной не

менее 25 м каждый при диаметре

В

-

В

трубопровода:

I

-

I

— 1000 мм

I

-

I

— менее 1000 мм

в) несудоходные ш р ной зеркала воды в

межень до 25 м – в русловой части,

I

-

I

оросительные и деривационные каналы

I

-

I

г) горные потоки (реки)

д) поймы рек но горизонту высоких вод

I

-

II

10%-й обеспеченности

с) участок протяженностью 1000 м от

границ горизонтальныхАвысоких под

10%-й обеспеченности

2. Переходы через болота

а) I типа

II

II

II

б) II типа

II

И

II

III

в) III типа

ДB B

I

3. Переходы через железные и

автомобильные дороги:

а) железные дороги общей сети, включая

I

-

I

участки длиной 40 м каждый по обе

стороны дороги от осей крайних путей,

но менее 25 м от подошвы насыпи

земляного полотна дороги.

III

-

II

б)

подъездные

железные

дороги

промышленных предприятий,

включая

участки длиной 25 м каждый по обе

стороны дороги от осей крайних путей.

I

-

I

в) автомобильные дороги I и II категорий,

включая участки длиной 25 м каждый по

обе стороны дороги от подошвы насыпи

или

бровки

выемки

земляного

полотна

III

-

II

дороги.

г) участки трубопроводов, примыкающие

к переходам (через все железные дороги

и автомобильные дороги I и II категорий

4. Трубопроводы в горной местности:

а) при укладке на полках

II

II

-

б) при укладке в тоннелях

-

I

I

5.

Трубопроводы,

прокладываемые

по

II

поливным

орошаемым

землям

-

-

хлопковых

р совых плантаций

С

6.

Трубопроводы,

прокладываемые по

распространения

II

II

II

вечномерзлых грунтов,

меющих

при

оттаиван

осадку свыше 0.1

территор

7. Переходы через селевые

потоки

II

-

II

и солончаковые грунты

8.

Углы пуска

пр ема

очистных

устройств,

а

также

участки

I

I

I

трубопроводов

длиной

100

м,

примыкающие к ним

9.

Трубопроводы,

расположенные

I

I

I

внутри зданий и в пределах территории

НПС

10. Трубопроводы,

прокладываемые

бА

по подрабатываемым территориям

II

II

II

и

территориям,

подверженным

карстовым явлениям

11. Нефте- и нефтепродуктопроводы,

прокладываемые вдоль рек ширинойД

зеркала воды в межень 25 м и более,

каналов, озер и других водоемов

рыбохозяйственного

значения,

выше

I

I

I

населенных

пунктов

и

промышленных

И

предприятий на расстоянии от них до 300

м при диаметре труб 700 мм и менее, до

500 м при диаметре труб свыше 700 до

1000 мм включительно; до 1000 м при

диаметре труб свыше 1000 мм

Коэффициент условий работы mo

= 0,75 для участков нефте-

продуктопроводов I и II категории и mo

= 0,6 – для участков категории

С

В определяет необходимость создания повышенного запаса прочности

нефтепровода по сравнению с участками III и IV категорий. А это, в

высот), который допустим в

по условиям прочности с

учетом материалатрубопроводе, диаметра и толщины стенки, а также категории

участка нефтепродуктопровода.

А

Д

И

Так м образом, эпюра разрешенных напоров, в целом копируя

сжатый проф ль нефтепродуктопровода, на границах участков раз-

С

зменяется скачком. Этот скачок на участках по-

личной категор

вышенной категор

при неизменной толщине стенок труб и марки

стали направлен вн з, а в случае увеличения толщины стенки трубы или

применен я

прочной стали может быть уменьшен, равен нулю

даже направлен вверх. [3]

или

Вел ч ны макс мально допустимых напоров для участков раз-

личных категор й, нео ходимые для построения эпюры разрешенных

напоров всего нефтепродуктопровода, определяются по формуле

2 R

более

1

Hmax

.

(10.11)

gn (D

2

н

)

1

н

При анализе взаимного расположения пьезометрических линий

предельных режимов эксплуатации нефтепроводов и эпюры разре-

шенных напоров принимаетсяАрешение об изменении толщины стенки

труб или применении более прочных сталей в том случае, если

пьезометрические линии предельных режимов на каком-либо участке

пересекаются с эпюрой разрешенных напоров. Участки, прилегающие к

насосным станциям, относятся к категории повышенной опасности.

Д

Поэтому в конце перегона эпюра разрешенных напоров имеет скачок

вниз. Точно такой же скачок будет на эпюре и в начале перегона, т.е.

И

\

n D H|

g

.

(10.12)

1

н max

|

2

n1Hmax g

R1

При

вычислении

\

значение

Hmax|

принимается

равным

максимальному напору по пьезометрической линии на участке

пересечения ее с первоначальной эпюрой разрешенных напоров.

Окончательно для полученного значения 1

по формуле определяется

максимально допустимый напор Hmax

и

корректируется эпюра раз-

решенных напоров.

10.1.3. Проверка прочности подземных и наземных

трубопроводов

и

СПроверку на прочность

подземных и наземных (в насыпи) трубо-

проводов в продольном направлении производят по условию [3]

труб

(10.13)

прN

2R1

,

где прN

– продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и

воздейств й; 2

– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное

состоян е

металла

,

при

растягивающих осевых продольных

напряжениях

(

А

прN 0)

принимаемый

равным единице, при

сжимающих ( прN

0) – определяемый по формуле

кц

2

кц

1 0,75

0,5

,

(10.14)

2

Д

R

R

1

1

где кц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления:

кц

n

н .

1

кц

Проверку

на

отсутствие

недопустимых пластических

И

деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов

производят по условиям

mo

н

Rн ;

(10.15)

пр

3 0,9Kн

2

н

mo

Rн

;

(10.16)

пр

0,9Kн

2

где прн – максимальные суммарные продольные напряжения в

трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий

прн кцн

E T

EDн

;

(10.17)

2Rmin

Q

GГ

,

(10.19)

Ч

24Np р

где Nр – расчетное число суток работы нефтепровода (табл. 10.3).

С

Таблица 10.3

Расчетное число рабочих дней магистральных нефтепроводов

Протяженность, км

Диаметр нефтепровода, мм

до 820 включительно

свыше 820

до 250

357

355

свыше 250 до 500

356/355

353/351

свыше 500 до 700

354/352

351/349

свыше 700

352/350

349/350

бА

Пр мечан е. В ч сл теле указаны значения

N

р для нормальных условий про-

0,8Qном Qч 1,2Qном ,

(10.20)

И

типов НМ 5000 - 210 и НМ 7000 - 210. Аналогично подбираются

подпорные насосы [4].

Д

Рассчитывается рабочее давление на выходе головной насосной

станции

P р g (mмнhмн

H2 ),

(10.21)

mмн

где g – ускорение свободного падения,

2

– число

g = 9,81 м/с ;

Если условие

P Pд ,

(10.22)

не выполняется, то необходимо либо уменьшить число магист-

ральных насосов, либо воспользоваться сменными роторами меньшего

диаметра.

С

стенки трубопровода н

с учетом

температурных и

изгибающих

внутренний

напряжен й по формуле (10.3).

Выч сляется

диаметр нефтепровода [4]

d Dн 2 н,

(10.23)

где Dн – его наружный диаметр.

бАL

нефти в

Находятся секундный

расход Q

и средняя скорость

трубопроводе

Q Q× /3600,

(10.24)

4Q

,

(10.25)

2

где d – внутренний диаметр тру ы.

d

Потери напора на трение h в трубе круглого сечения определяют по

формуле Дарси – Вейсбаха

Д

h

2

d 2g ,

(10.26)

где – коэффициент гидравлического сопротивления;

L – длина

трубопровода.

И

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом

Рейнольдса

d

4Q

Re

d р ,

р

(10.27)

При ламинарном режиме течения, т.е. при Re < 2320, коэффициент

гидравлического сопротивления определяют по формуле Стокса

64 / Re,

(10.28)

С

Reн

4r / р ,

(10.28а)

–

где

r Fн / Пн

– гидравлический радиус живого сечения трубы; Fн

площадь живого сечения потока в некруглой трубе; Пн – периметр

смачиван я.

При турбулентном режиме течения различают три зоны трения:

гидравл

(

зависит только от Re) смешанного

чески

гладк х труб

трения

( зав

с т от Re и

относительной

шероховатости

труб

),

квадрат

чного трен я ( зависит только от

). Границами этих зон

являются переходные ч сла Рейнольдса

трубы

КЭ / d

Re1

10

/ ;Re 500 / ,

(10.29)

где

– относ тельная шероховатость труб, выраженная через

эквивалентную шероховатость КЭ (табл. 10.4) и диаметр [4].

А

Услов я существования различных зон трения таковы:

– гидравлически гладкие

2320 Re Re1,

– зона смешанного трения (переходная зона)

Re1 Re ReII ,

– зона квадратичного трения

Re ReII ,

Для зоны гидравлически гладких труб коэффициент гидравли-

ческого сопротивления определяют по формуле Блазиуса

И

0,3164 / Re0,25,

(10.29)

Для зоны смешанного тренияДрекомендуется вычислять по

формуле Альтшуля

68 0,25

0,11

,

(10.30)

или Исаева

Re

1

6,8

111,

1,81g

,

(10.31)

Re

3,7

Таблица 10.4

Эквивалентная шероховатость труб (данные А.Д. Альтшуля)

Вид трубы

Состояние трубы

КЭ , мм

Бесшовные стальные

Новые чистые

0,01...0,02

0,014

варные стальные

После нескольких лет

0,15...0,3

эксплуатации

0,2

То же

Новые чистые

0,03...0,12

0,5

То же

С незначительной

0,1...0,2

коррозией после очистки

0,15

Сильноотложениями

3

То же

Умеренно заржавленные

0,3...0,7

С

0,5

То же

Старые заржавленные