- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
Внутренние усилия в трубопроводах появляются от внешних и внутренних нагрузок. Эти нагрузки изменяются в зависимости от характеристик окружающей среды, параметров перекачиваемого продукта и т. д. Для линейной части трубопроводов основными являются из нагрузок – внутреннее давление, давление грунта, собственный вес труб и продукта, а из воздействий – изменение температуры, просадка и пучение грунта, давление оползающих грунтов.
В соответствии с принятой методикой расчёта прочности по предельным состояниям различают расчётные и нормативные нагрузки. Под нормативными понимают нагрузки , устанавливаемые нормативными документами и определяемые на основании статистического анализа при нормальной эксплуатации сооружения. Расчётной называют нагрузку, учитывающую возможное отклонение от нормативной:
,
где n – коэффициент надёжности по нагрузке. Коэффициенты надёжности n для различных видов нагрузки и воздействий регламентируются СНиП 2.05.06-85.
Все нагрузки и воздействия на магистральный нефтепровод подразделяются на постоянные и временные, которые, в свою очередь, подразделяются на длительные, кратковременные и особые.
К постоянным нагрузкам и воздействиям относят те, которые действуют в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода:
1. Собственный вес трубопровода, учитываемый в расчетах как вес единицы длины трубопровода
, (10)
где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,1); Dср – средний диаметр трубопровода, м; – толщина стенки труб, м; ст – удельный вес стали, Н/м3.
2. Вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть на трубопроводе. Для надземных трубопроводов ориентировочно можно принимать равным, примерно, 10% от собственного веса трубы. Точнее вес изоляционного покрытия определяют по формуле
, (11)
где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n=1,1); из – удельный вес материала изоляции, Н/м3; Dиз и Dн – соответственно диаметр изолированного трубопровода и его наружный диаметр, м.
3. Давление грунта на единицу длины трубопровода. Для практических расчётов можно определять по формуле
, (12)
где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,2); гр – удельный вес грунта, Н/м3; hср – средняя глубина заложения оси трубопровода, м; Dиз – диаметр изолированного трубопровода, м.
4. Гидростатическое давление воды на единицу длины трубопровода, определяемое весом столба жидкости над подводным трубопроводом
, (13)
где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,0); в – удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3; h – высота столба воды над рассматриваемой точкой, м; Dф – диаметр изолированного и футерованного трубопровода, м.
5. Выталкивающая сила воды, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода
, (14)
где Dф – наружный диаметр трубы с учётом изоляционного покрытия и футеровки, м; в – удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3;
6. Воздействие предварительного напряжения, создаваемое за счёт упругого изгиба при поворотах оси трубопровода
, (15)
где – максимальное продольное напряжение в стенках трубы, обусловленное изгибом трубопровода, МПа; Е – модуль упругости (Е = 206000 МПа); Dн – наружный диаметр трубопровода, м; – радиус изгиба оси трубопровода, м.
К длительным временным нагрузкам относятся следующие:
1. Внутреннее давление, которое устанавливается проектом. Внутреннее давление создаёт в стенках трубопровода кольцевые и продольные напряжения. Кольцевые напряжения определяют по формуле
, (16)
где n – коэффициент перегрузки по внутреннему давлению (n = 1,1; 1,15); Р – нормативное значение внутреннего давления, МПа; Dвн – внутренний диаметр трубы, м; – толщина стенки трубы, м.
Продольные напряжения в стенке трубы от внутреннего давления определяются по формуле
, (17)
где – коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пауссона). Для сталей , т.е. среднее значение .
2. Вес перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода определяют по формуле
, (18)
где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1); н – плотность транспортируемой нефти, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; Dвн – внутренний диаметр трубы, см.
3. Температурные воздействия, которые при невозможности деформаций вызывают в стенках трубопровода продольные напряжения
, (19)
где – коэффициент линейного расширения ( = 12·106 1/град); Е – модуль упругости, МПа; , здесь t0 – максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; tф – наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчётная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры).
К кратковременным нагрузкам и воздействиям на трубопровод относят следующие:
1. Снеговая нагрузка, приходящаяся на единицу длины трубопровода , (20)
где n – коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,4); – коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на трубопровод ( = 0,4); S0 – нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли; Dиз – диаметр изолированного трубопровода, м.
2. Нагрузка от обледенения наземного трубопровода, приходящаяся на единицу длины трубопровода
, (21)
где n = 1,3; в – толщина слоя гололеда, принимаемая в соответствии со СНиП 2.01.07-85, мм; Dиз – диаметр изолированного трубопровода, см.
3. Ветровая нагрузка на единицу длины трубопровода, перпендикулярная его осевой вертикальной плоскости
, (22)
где n = 1,2; 0 – нормативное значение ветрового давления, определяемое в соответствии со СНиП 2.01.07-85, Н/м2; k – коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте и тип местности, определяется в соответствии со СНиП 2.01.07-85; с – аэродинамический коэффициент (с = 0,5).
Особыми нагрузками и воздействиями на магистральные трубопроводы принято называть те, которые возникают в результате селевых потоков, деформаций земной поверхности в карстовых районах и районах подземных выработок, а также деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры. Эти нагрузки должны определяться на основании данных анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.