книги / Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов

Рис. 11.3. Подземные компенсаторы:

I - Z-образный; II - трапецеидальный симметричный; III - трапецеидальный несимметричный. Места установки: а, б - около НТО, ТС, КС и ГРС; в - около перехода через препятствия; г - около камеры запуска или приема очистных устройств; д - на перемычке между двумя параллельными нитками; е - использо­ вание поворота трассы при выборе места примыкания отводящего трубопровода.

При а > 90° отклонения д, и Д2 значительно превыш ают Д:

где Д - суммарное удлинение (укорочение) продольных плеч £\и£'2. По данному методу рассчитывают надземные трубопроводы и

трубопроводы, проложенные в тоннелях.

При проектировании подземных и надземных (в насыпи) трубо­ проводов с большими температурными перепадами следует приме­ нять различного вида компенсаторы-упоры (П -, Г-, Z -образные, трапецеидальные симметричные и несимметричные). Наиболее час­ то применяют Z -образные компенсаторы (рис. 11.3).

Компенсаторы рекомендуется располагать на участках, сложен­ ных сухими рыхлыми грунтами, или засыпать рыхлыми податливы­ ми грунтами, обладающими малой удерживающей способностью против перемещений.

Расчет подземного компенсатора проводят исходя из максимального

усилие, возникающее в компенсаторе от единичного продольного перемещения.

При этом должно выполняться условие (критерий отсутствия

где а ПР —предельное сопротивление грунта продольным перемеще­ ниям трубопровода.

Если это условие не выполняется, продольное перемещение тру­ бопровода следует определять по формуле

450

Эквивалентное продольное сжимающее усилие S определяется по формуле (4.25), а сопротивление грунта продольным перемеще­

-для П-образного компенсатора

сю = — (nRL2K-2 ,2 8 R 2LK +1,4R3) + 0,67L3K+b'L2K-4 R L 2K- 2 R 2LK

кж

- для Г-образного компенсатора

где К* - коэффициент уменьшения жесткости гнутых и сварных колен; R —радиус кривизны колена (изгиба оси колена) компенса­ тора; Ь' - ширина полки компенсатора.

451

Коэффициент уменьшения жесткости гнутых и сварных колен

где гср - средний радиус трубы.

Радиус кривизны колена R должен быть не меньше 5DH, при этом должно выполняться условие Лк<0,3.

Допускаемые деформации компенсаторов без их предваритель­

где а к —суммарные продольные напряжения в компенсаторе от дей­ ствия температуры, внутреннего давления грунта; т к — коэффици­ ент увеличения напряжений в коленах.

Для Z-, П- и Г-образных компенсаторов в формулу (11.88) подстав­ ляют соответствующее выражение для CKi. Для П- и Г-образных компен­ саторов результат расчета Дк по формуле (11.88) должен быть удвоен.

Суммарные продольные напряжения в компенсаторе от действия температуры, внутреннего давления и грунта определяют из усло­ вия, что компенсатор должен работать в упругой стадии (без оста­ точных деформаций металла):

где R2 - расчетное сопротивление металла; R2H - нормативное сопро­ тивление одноосному растяжению, сжатию и изгибу металла труб и свар­ ных соединений из условия достижения предела текучести; т ' - коэф­ фициент безопасности по материалу; К н - коэффициент надежности.

Коэффициент увеличения напряжений в коленах компенсато­ ров вычисляют по формуле

Длина подземного участка, на котором происходит перемеще-

452

ние трубопровода около выхода из грунта, может быть найдена при выполнении условия (11.87)

N 0y Если условие (11.87) не выполняется,

(11.92)

уа ПР

Так как продольные перемещения трубопроводов Д0 зависят от жесткости компенсаторов т)к , расчет последних ведут методом пос­ ледовательных приближений, т.е. задают размеры компенсатора, оп­ ределяют компенсирующую способность его Дк и фактическое про­ дольное перемещение трубопровода Д0 Если ДК<Д0, меняют размеры компенсатора таким образом, чтобы увеличить его компенсирую­ щую способность. Продольные перемещения трубопровода Д0 долж­ но быть меньше Дк при любых условиях эксплуатации.

11.5. Примеры расчетов

Пример 11.1. Определить вероятную темпера­ туру нефти после 30 суток хранения в нетеплоизолированном резер­ вуаре РВС 10000 со сферической кровлей. Высота взлива нефти 9 м.

проводности стали Лст = 40 Вт/(м К). Температура воздуха в районе размещения резервуара в период хранения нефти Твоад = 253 К, ско­ рость ветра на уровне кровли - 2 м/с. Характеристики нефти тако­ вы: плотность и кинематическая вязкость при 293 К р293 = 890 кг/м3;

ции в полдень i0 = 200 Вт/м2.

контактирующей с нефтью и газовым пространством,

453

16.Так как Gr -Ргв(Ш>109, то коэффициент теплоотдачи от «зер­ кала» нефти в газовое пространство резервуара по формуле (11.20)

при Т3= Т ср,

а1к * 1,14 • ^2 9 0 ,5 -2 8 0 = 2,49Вт/(м2 • К).

17.Коэффициент конвекции по формуле (11.24)

ек = 0,18-(115,2-109)0’25 =104,9.

18.Эквивалентный коэффициент теплопроводности газового пространства по формуле (11.22)

Хэ * 0,0249 • 104,9 = 2,61Вт / (м • К ).

19.Кинематическая вязкость воздуха при температуре 253 К по формуле (10.7)

20.Число Рейнольдса при обдувании резервуара

21.Коэффициент теплопроводности, удельная теплоемкость и плотность воздуха при температуре окружающей среды по табл. 1.5:

^воВД25з = 0,0228 Вт/(м-К); Ср253 = 1009 ДжДкг-К); рвозд253 =1,395 кг/м3.

22.Критерий, характеризующий соотношение тепловых потоков, получаемых кровлей за счет солнечной радиации и конвекции, по формуле (11.28)

01,395 -1009 • 2 • (269,5 - 253))

23.Интегральный коэффициент внешней теплоотдачи от повер­ хности крыши к воздуху в дневное время по формуле (11.27)

456

25. Усредненная (за сутки) величина интегрального коэффициента внешней теплоотдачи для крыши по формуле (11.32)

a i J 4 , 0 -8,5 + 5,58(24 -8,5) = 8 |5 б В т/(м , К)

26. Коэффициент теплопередачи от нефти к воздуху через крышу резервуара по формуле (11.19)

'С = 280 - • (280 - 253) = 275,1К .

Так как расхождение ранее принятой температуры крыши и найден­ ной в результате расчетов составляет

(275,1 -2 7 3 )-(2 6 9 ,5 -2 7 3 )

100% = 160%»5%,

269,5 -273

то требуется повторить расчеты при новой величине Т^.. 28.Задаем Тст=278,9 К и уточняем величины параметров

Тгп =0,5 (290,5+278,9)=284,7 К;

457

Так как

(2 7 8 ,8 -2 7 3 )-(2 7 8 ,9 -2 7 3 )

■100% = 1,7%(5%,

278,9-273

то дальнейшего уточнения температуры крыши резервуара не требуется.

Расчёт коэффициента теплопередачи через стенку, контактирующую с газовым пространством резервуара

29.Так как средняя температура газового пространства нами уже

найдена (Тгп= 284,7 К), то величины Хвоза, Ргп, v ^ , Ргвоад при ней пересчитывать нет необходимости.

ЗО.Задаемся ориентировочной температурой стенки Тст = 279 К. 31.Параметр Грасгофа по формуле (7.11)

„4,413-9,81-3,5110'3-(284,7 -2 7 9 )

(14,37-10-*)

458

32.Произведение параметров

G r-Рг^зд =81,6 1 0 9 -0,0252 = 57,5 109

33. Так как Gr*PrB(m>109, то коэффициент теплопередачи от «зер­ кала» нефти в газовое пространство резервуара по формуле (11.21) при допущении, что Т3 = Тср,

ос,. «1,14-3/290,5 -2 8 4 ,7 = 2,05 Вт/(м! К).

34.Коэффициент конвекции по формуле (11.24)

£к = 0,1 S *(57,5-109 )0'25 =88,1.

35.Эквивалентный коэффициент теплопроводности газового пространства по формуле (11.22)

Хэ «0,0249-88,1 = 2,22 Вт/(м2*К). Зб.Величина критерия 10 по формуле (11.28).

200

1о =■1,395 -1009 • 2 - (279 - 253) = 2,73 -10_3.

37.Интегральный коэффициент внешней теплоотдачи от повер­ хности стенки к воздуху в дневное и в ночное время, а также в сред­ нем за сутки по формулам (11.27), (11.31), (11.32)

резервуара, контактирующую с газовым пространством, по формуле (11.19)

39.Проверяем правильность выбора температуры стенки

Т_ = 2 8 4 ,7 - 0,380 (284,7 - 253) = 278,8К ; 2,05

459

Так как расчётная величина температуры стенки отличается от ранее принятой на

(278,8 - 273) - (279 - 273)

100% = 3,1 %<5%,

279 -273

то дальнейшего уточнения Тст не требуется.

Расчёт коэффициента теплопередачичерез стенку, контактирующую с нефтью

40.Задаемся температурой стенки Тст= 254 К.

41.Параметры нефти при данной температуре

890 Р254 ~ 1 + 746 ■10-6 • (254 - 293) = 916,7кг/м 3;

42.Параметр Прандтля при температуре стенки

43.Параметр Грасгофа

460