
- •Российская федерация
- •Автономная некоммерческая организация
- •«Учебно-методический центр»
- •«Статус»
- •Учебно – методическое пособие
- •Транспорт нефти и нефтепродуктов
- •1.1. Общие сведения о транспорте и нефтепродуктах
- •1.2. Железнодорожный транспорт. Общая характеристика
- •1.3. Водный транспорт
- •1.4. Автомобильный транспорт
- •1.5. Трубопроводный транспорт
- •2. Гидравлические расчеты магистральных нефтепроводов. Основные факторы, влияющие на перекачку жидкостей
- •2.1. Трасса трубопровода и ее профиль
- •2.2. Гидравлический уклон
- •2.3. Гидравлический расчет трубопроводов
- •2.4. Характеристика трубопровода
- •2.5. Совмещенная характеристика насосных станций и трубопровода
- •2.6. Расчет сложных трубопроводов
- •3. Сортамент труб и элементы трубопроводных коммуникаций
- •3.1. Рукава
- •3.2. Соединения труб
- •3.3. Прокладки для фланцевых соединений
- •4. Арматура трубопроводов
- •4.1. Регулирующая арматура
- •4.2. Предохранительная арматура
- •4.3. Приводы для управления трубопроводной арматурой
- •5. Прокладка трубопроводов
- •5.1. Компенсация тепловых удлинений трубопроводов
- •5.2. Компенсаторы
- •6. Опоры трубопроводов
- •6.1. Расчет трубопроводов на прочность
- •6.2. Защита трубопроводов от коррозии
- •7. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов
- •Стальные резервуары
- •Неметаллические резервуары
- •8. Оборудование резервуаров
- •Перепускным устройством и механизмом управления хлопушкой
- •Гидравлический клапан типа
- •9. Расчет вертикальных цилиндрических резервуаров
- •9.1. Резервуары с постоянной толщиной стенки
- •9.2. Резервуары с переменной толщиной стенки
- •10. Подогрев нефти и нефтепродуктов
- •10.1. Назначение, способы подогрева и теплоносители
- •10.2. Конструкции и расчет подогревателей
- •11. Потери нефти и нефтепродуктов. Классификация потерь
- •12. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •12.1. Перекачка с разбавителями
- •12.2. Гидротранспорт вязкой нефти
- •12.3. Перекачка термообработанной нефти
- •12.4. Перекачка нефти с присадками
- •12.5. Перекачка предварительно подогретой нефти
- •13. Транспорт газа
- •13.1. Классификация и состав природных и искусственных газов
- •Физико-химические свойства углеводородных газов
- •13.2. Основные законы газового состояния
- •13.3. Общие сведения о транспорте газа
- •13.4. Компрессорные станции газопроводов
- •13.5. Удаление примесей из газа
- •Очистка газа от газообразных примесей
- •Очистка газа от сероводорода и углекислоты
- •13.6. Одоризация газа
- •Промысловые резервуары
- •Оборудование резервуаров
- •Борьба с потерями нефти
- •Потери при закачке промысловых сточных вод
- •Приборы для измерения давления, температуры, расхода, уровня
- •Жидкостные манометры
- •Деформационные манометры
- •Измерение температуры
- •Измерение уровня жидкости
- •Измерение расхода и количества жидкостей
- •Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, солей, плотности
- •Учет нефти
- •Учет нефти в резервуарах
- •Учет нефти по счетчикам
- •Обслуживание резервуарных парков
- •Охрана труда и противопожарные мероприятия. Охрана окружающей среды Инструктаж и обучение безопасным методам труда
- •Токсичность, вредность нефти и применяющихся в добыче нефти веществ
- •Производственное освещение
- •Классификация насосов
- •Свойства и классификация перекачиваемых жидкостей
- •Динамические насосы основные зависимости
- •Характеристики насосов и способы их регулирования
- •Конструктивное исполнение насосов
- •Нефтяные насосы
- •Пуск и остановка насосного агрегата
- •Характерные неисправности в работе насосных агрегатов
- •14. Вопросы для самопроверки
- •Литература
6.1. Расчет трубопроводов на прочность
Рис. 6.4. Распределение напряжений в трубопроводе.
Трубопровод, уложенный в грунт, в течение всего периода эксплуатации находится под воздействием внешних сил. Эти силы вызывают сложные напряжения в теле трубы и стыковых соединениях, главные среди них продольное σа, кольцевое στ и радиальное
(рис. 6.4).
Радиальное напряжение обусловлено внутренним давлением (равно ему и противоположно по направлению):
σr=-p
Кольцевое напряжение возникает от действия внутренней и внешнего давлений. Определяют его по классической формуле Мариотта
где р - внутреннее давление; D - внутренний диаметр трубы; δ - толщина стенки трубы.
Продольное напряжение, возникающее от внутреннего давления
где μ — коэффициент Пуассона (μ = 0,3 для стали).
Продольное напряжение от изменения температуры трубы определяется по формуле Гука
σаt=a · E(t2-tl),
где α — коэффициент линейного расширения металла, (а = 0,000012 1/°С);
Е = 2,1 · 105 МПа — модуль упругости стали при растяжении, сжатии, изгибе; t2 — температура воздуха во время укладки трубопровода в траншею; t1 — наименьшая температура грунта на глубине укладки трубы.
Наиболее опасны разрывающие усилия, а не сжимающие, и для их уменьшения следует стремиться к сокращению разности температур t2- t1. Для уменьшения продольных напряжений сваренный трубопровод опускают в траншею в наиболее холодное время суток (рано утром).
Из всех напряжений наиболее опасны кольцевые.
Большие продольные напряжения появляются в трубе при ее холодном упругом изгибе (из-за неровностей рельефа). Они вычисляются следующим образом:
где Dн - наружный диаметр трубы; р — радиус изгиба.
В настоящее время магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний. Под предельным понимают такое состояние конструкции, при котором ее нормальная дальнейшая эксплуатация невозможна. Различают три предельных состояния: 1) по несущей способности (прочности и устойчивости конструкций, усталости материала), при достижении которого конструкция теряет способность сопротивляться внешним воздействиям или получает такие остаточные деформации, которые не допускают ее дальнейшую эксплуатацию;
по развитию чрезмерных деформаций от статических динамических нагрузок, при достижении которого в конструкции, сохраняющей прочность и устойчивость, появляются деформации или колебания, исключающие возможность дальней шей эксплуатации;
по образованию или раскрытию трещин, при достижении которого трещины в конструкции, сохраняющей прочность и устойчивость, появляются и раскрываются до такой величины, которой дальнейшая эксплуатация конструкции становится возможной.
Прочность трубопровода будет сохраняться при условии если максимальные воздействия сил будут меньше минимальное несущей способности трубы
n · p · D ≤ 2 · δ · R1 , (6.1)
где n — коэффициент перегрузки; D — внутренний диаметр трубы; R1 — расчетное сопротивление металла трубы и сварных соединений (R1 — несущая способность трубы).
R1
=
· k1
· m1
· m2,
где
=σв
— нормативное сопротивление растяжению
материала труб (равно пределу прочности
материала труб); k1,
m1,
m2
- коэффициенты
условий работы.
Так как D = Dн – 2δ, то из формулы (6.1) получим
(6.2)
Для того чтобы не было чрезмерных пластических деформаций, необходимо выполнить условие
n
· p
· D
≤ 0,9 · 2δ
·
откуда
(6.2)
где
= σт
(пределу текучести материала труб).
Принимается большее значение δ1, полученное по формулам (6.2) и (6.3).
Минимально
допустимая толщина стенки трубы при
существующей технологии выполнения
сварочно-монтажных работ должна
быть больше
диаметра
трубы и не менее 4 мм.
Суммарная продольная нагрузка в наиболее тяжелый период эксплуатации должна быть меньше несущей способности трубы (R1):
минимально допустимый радиус изгиба
где Δt — должно быть взято со знаком плюс, чтобы R1 получить наибольшим.
Для ориентировочного и быстрого определения рдон можно воспользоваться формулой
рdon>900DH.
Действительные радиусы р упругого изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях трассы должны быть больше рдон
При р<рдон следует применять специальные гнутые вставки труб.