Пояснительная записка Чугаев К.А (Технология сооружения подводного перехода резервной нитки магистрального нефтепровода через реку Амур), страница 6

Установка шиберных задвижек предусмотрена с электроприводами во взрывозащищенном исполнении Приводы задвижек закрыты защитными кожухами с замками или оборудованы специальными блокираторами.

В состав работ по монтажу узла задвижки входят:

• земляные работы;

• фундаментные работы;

• подготовка конструктивных элементов и труб к сварке (разметка, газовая резка, зачистка мест резки и т.д.);

• монтаж задвижки;

• монтаж колодцев;

• монтаж трубопроводов и сборочно-сварочные работы;

• изоляционные работы.

Шиберные задвижки, устанавливаемые на подводных переходах трубопроводов, следует размещать на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода [10].

Для технологических задвижек предусматривается устройство приямков, огороженных бордюрным камнем. Приямки засыпаются керамзитовым гравием.

Строповку и подъем сборных элементов следует производить с помощью подъемных и захватных приспособлений.

Все конструкции, необходимые при монтажных работах, располагать в зоне работы трубоукладчика и крана.

В процессе монтажа должна быть обеспечена устойчивость смонтированных элементов до сварки закладных частей.

6 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ НЕФТЕПРОВОДА

6.1 Расчет диаметра проектируемого нефтепровода

Внутренний диаметр нефтепровода круглого сечения рассчитывают по формуле:

где Q – расчетно-пропускная способность нефтепровода;

ɷ – рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки при заданной расчетной пропускной способности, определяемая по графику;

Расчетная часовая пропус кная способность нефтепровода определяется по формуле:

где – годовой расход нефти, = 50 млн т/год

– расчетная плотность нефти при 20 °C, = 842,9 кг/м³;

– число рабочих суток, = 350 сут.

Тогда, расчетный внутренний диаметр нефтепровода будет равен:

По значению принимается ближайший стандартный наружный диаметр . Помимо этого, необходимо учитывать, что на подводных переходах диаметр трубопровода и диаметр резервной нитки следует принимать равными диаметру основной магистрали [11]. Поэтому окончательный наружный диаметр резервной нитки магистрального нефтепровода равен 1,067 м или 1067 мм.

6.2 Расчет толщины стенки нефтепровода

Методика определения толщины стенки труб магистрального трубопровода, основана на принципе предельных состояний.

За предельное состояние, при котором трубопровод перестает удовлет ворять предъявляемым к нему требованиям, принимается состояние разрушения. Поэтому расчетное сопротивление определяется, исходя из временного сопротивления материала труб.

Для резервной нитки магистрального нефтепровода используются стальные электросварные прямошовные трубы диаметром 1067 мм и длиной 11,3 м, имеющие класс прочности – К56. Основные характеристики данных труб следующие: временное сопротивление разрыву _в = 550 МПа, предел текучести _т = 410 МПа, коэффициент надежности по металлу трубы к₁=1,34.

1) При отсутствии продольных осевых сжимающих напряжений толщина стенки определяется по формуле:

где p – внутреннее давление в трубопроводе, p = 3,27 МПа;

D_н – наружный диаметр трубопровода, _Dн =1067 мм;

n_р – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, n_p = 1,15;

R₁ – расчетное сопротивление материала трубы, МПа.

Расчетное сопротивление материала трубы рассчитывается по формуле:

где - нормативное сопротивление растяжению материала труб и сварных соединений из условий работы на разрыв, принимается равным временному сопротивлению на разрыв, = 550 МПа;

m – коэффициент условий работы трубопровода, m = 0,66;

– коэ ффициент надежности по материалу, = 1,34;

– коэффициент надежности по назначению трубопровода, = 1,155

Тогда расчетная номинальная толщина стенки равна:

Принимаем δ = 8,5 мм

2) При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять по формуле:

где ₁ – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб и определяемый по формуле:

где - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений:

где _t – коэффициент линейного расширения металла, _t=1,210^-5 1/^oС;

Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), Е=2,0610⁵ МПа;

t – расчетный температурный перепад, t = 65,3 °C;

 – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), =0,3;

D_вн – внутренний диаметр трубопровода.

Найдем значение при δ = 8,5 мм:

Определим значение коэффициента двухосного напр яженного состояния для <0 (при >0 ₁=1 и данный случай рассчитан) по формуле 6.6:

Тогда, при наличии продольных осевых сжимающих напряжений расчетная толщина стенки равна:

В связи повышенным риском эксплуатации нефтепровода, для обеспечения надежности и безопасности функционирования, толщина стенки трубопровода принята 21 мм.

При толщине стенки нефтепровода 21 мм продольные осевые сжимающие напряжения по формуле 6.7 будут равны:

6.3 Проверка толщины стенки трубопровода

Проверка подземного и наземного магистрального нефтепровода на прочность и деформацию осуществляется в продольном направлении [12].

6.3.1 Пров ерка на прочность трубопровода в продольном направлении.

Проверка на прочность магистрального нефтепровода в продольном направлении производится из условия:

где – продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое согласно формуле 8.7;

ψ2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (_пр.N  0) принимаемый равным единице, при сжимающих (_пр.N < 0) определяемый по формуле:

где - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа

Тогда:

Продольные осевые напряжения при толщине стенки 21 мм посчитаны в пункте 6.2:

Получаем:

Из последнего неравенства можно сделать вывод, что нефтепровод проход ит проверку на прочность в продольном направлении.

6.3.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций подземного трубопровода

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по двум условиям [12]:

где – максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб; при растягивающих продольных напряжениях принимаемый равным единице, при сжимающих - определяемый по формуле:

где  нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали, = = 410 МПа;

– кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле:

Значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий:

где – минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, = 1500 м.

Положительное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий:

Отрицательное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий (при замыкании трубопровода в холодное время):

Принимаем в дальнейшем расчете большее по модулю значение а.

Так как принятое значение , то рассчитаем значение коэффициента ψ₃, учитывающего двухосное напряженное состояние металла труб:

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций (в насыпи) трубопроводов производим проверку по условиям 6.10 и 6.11:

Оба условия проверки на недопустимые пластические деформации выполняются.

6.4 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходе

Устойчивость подводного нефтепровода определяется по следующему уравнению [12]:

где – коэффициент надежности по материалу балластировки, n_б = 0,94 для чугунных кольцевых пригрузов;

– коэффицие нт надежности против всплытия, к_н.в. = 1,1 для русловых участков переходов при ширине реки до 200 м;

– расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу дна траншеи;

– расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;

– величина пригруза, необходимая для компенсации вертикальной составляющей воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода, = ;

– величина пригруза, необходимая для компенсации горизонтальной Рх составляющей воздействия гидродинамического потока на единицу длины трубопровода, = ;

– коэффициент трения трубы о грунт при поперечных перемещениях, к = 0,4;

– нагрузка от веса перекачиваемого продукта;