Пояснительная записка Чугаев К.А (1215583), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Помимо этого, необходимо учитывать, что на подводныхпереходах диаметр трубопровода и диаметр резервной нитки следуетприниматьравнымидиаметруосновноймагистрали[11].ПоэтомуЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата46окончательныйнаружныйдиаметррезервнойниткимагистральноготрубмагистральногонефтепровода равен 1,067 м или 1067 мм.6.2 Расчет толщины стенки нефтепроводаМетодикаопределениятолщиныстенкитрубопровода, основана на принципе предельных состояний.За предельное состояние, при котором трубопровод перестаетудовлетворять предъявляемым к нему требованиям, принимается состояниеразрушения.

Поэтому расчетное сопротивление определяется, исходя извременного сопротивления материала труб.Для резервной нитки магистрального нефтепровода используютсястальные электросварные прямошовные трубы диаметром 1067 мм и длиной11,3 м, имеющие класс прочности – К56.

Основные характеристики данныхтруб следующие: временное сопротивление разрыву в = 550 МПа, пределтекучести т = 410 МПа, коэффициент надежности по металлу трубы к1=1,34.1) При отсутствии продольных осевых сжимающих напряженийтолщина стенки определяется по формуле:(6.3)где p – внутреннее давление в трубопроводе, p = 3,27 МПа;Dн – наружный диаметр трубопровода, Dн =1067 мм;nр – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, np =1,15;R1 – расчетное сопротивление материала трубы, МПа.Расчетное сопротивление материала трубы рассчитывается поформуле:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата47(6.4)где- нормативное сопротивление растяжению материала труб и сварныхсоединений из условий работы на разрыв, принимается равным временномусопротивлению на разрыв,= 550 МПа;m – коэффициент условий работы трубопровода, m = 0,66;– коэффициент надежности по материалу,= 1,34;– коэффициент надежности по назначению трубопровода,= 1,155Тогда расчетная номинальная толщина стенки равна:Принимаем δ = 8,5 мм2) При наличии продольных осевых сжимающих напряженийтолщину стенки следует определять по формуле:(6.5)где 1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб иопределяемый по формуле:(6.6)где- продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое отрасчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работыметалла труб в зависимости от принятых конструктивных решений:(6.7)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 (коэффициентЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата48Пуассона), =0,3;Dвн – внутренний диаметр трубопровода.Найдем значениеОпределимсостояния дляпри δ = 8,5 мм:значениекоэффициента<0 (придвухосногонапряженного>0 1=1 и данный случай рассчитан) поформуле 6.6:Тогда, при наличии продольных осевых сжимающих напряженийрасчетная толщина стенки равна:В связи повышенным риском эксплуатации нефтепровода, дляобеспечения надежности и безопасности функционирования, толщина стенкитрубопровода принята 21 мм.При толщине стенки нефтепровода 21 мм продольные осевыесжимающие напряжения по формуле 6.7 будут равны:6.3 Проверка толщины стенки трубопроводаПроверка подземного и наземного магистрального нефтепровода напрочность и деформацию осуществляется в продольном направлении [12].ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата496.3.1 Проверка на прочность трубопровода в продольномнаправлении.Проверка на прочность магистрального нефтепровода в продольномнаправлении производится из условия:(6.8)где– продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок ивоздействий, МПа, определяемое согласно формуле 8.7;ψ2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металлатруб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (пр.N  0)принимаемый равным единице, при сжимающих (пр.N < 0) определяемый поформуле:(6.9)где- кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПаТогда:Продольные осевые напряжения при толщине стенки 21 ммпосчитаны в пункте 6.2:прМПаПолучаем:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата50Из последнего неравенства можно сделать вывод, что нефтепроводпроходит проверку на прочность в продольном направлении.6.3.2 Проверка на предотвращение недопустимых пластическихдеформаций подземного трубопроводаДляпредотвращениянедопустимыхпластическихдеформацийподземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимопроизводить по двум условиям [12]:(6.10)(6.11)где– максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения втрубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металлатруб; при растягивающих продольных напряженияхравным единице, при сжимающихпринимаемый- определяемый по формуле:(6.12)где= нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали,= 410 МПа;нкц– кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа,определяемые по формуле:(6.13)нкцδннкцМПаЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата51Значение продольного напряжения от нормативных нагрузок ивоздействий:нпргде(6.14)нкц– минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода,= 1500м.Положительное значение продольного напряжения от нормативныхнагрузок и воздействий:нпрОтрицательное значение продольного напряжения от нормативныхнагрузок и воздействий (при замыкании трубопровода в холодное время):нпрнпрПринимаем в дальнейшем расчете большее по модулю значениеа.Таккакпринятоезначениенпр,торассчитаемзначениекоэффициента ψ3, учитывающего двухосное напряженное состояние металлатруб:Для предотвращения недопустимых пластических деформаций (внасыпи) трубопроводов производим проверку по условиям 6.10 и 6.11:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата52Оба условия проверки на недопустимые пластические деформациивыполняются.6.4 Расчет устойчивости трубопровода на водном переходеУстойчивость подводного нефтепровода определяется по следующемууравнению [12]:(6.15)где– коэффициент надежности по материалу балластировки, n б = 0,94 длячугунных кольцевых пригрузов;– коэффициент надежности против всплытия, кн.в.

= 1,1 для русловыхучастков переходов при ширине реки до 200 м;– расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопроводасоответственно рельефу дна траншеи;– расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод;– величина пригруза, необходимая для компенсации вертикальнойсоставляющейвоздействия гидродинамического потока на единицу длинытрубопровода,=;– величина пригруза, необходимая для компенсации горизонтальной Рхсоставляющей воздействия гидродинамического потока на единицу длинытрубопровода,=;– коэффициент трения трубы о грунт при поперечных перемещениях, к =0,4;– нагрузка от веса перекачиваемого продукта;– расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода;ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата53– плотность материала балласта (7000 кг/м3);– плотность воды;Расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод:(6.16)где– наружный диаметр футерованного трубопровода.На подводном переходе применяется изоляция усиленного типатолщиной 3,5 мм.(6.17)Тогда,Горизонтальнаясоставляющаягидродинамическоговоздействияпотока рассчитывается по формуле:(6.18)где– гидродинамический коэффициент лобового сопротивления,зависящий от числа Рейнольдса и характера внешней поверхноститрубопровода.(6.19)где– средняя скорость течения реки Амур,– вязкость воды,= 1,53 м/с;= 1,31*10-6 м2/с.Для офутерованного трубопровода и 105<Re<107 коэффициент=1,0.Следовательно, по формуле 6.18:Вертикальная составляющая гидродинамического воздействия потока:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата54(6.20)где– коэффициент подъемной силы,=0,6;Расчетную нагрузку от собственного веса трубопровода рассчитаем последующей формуле [13]:(6.21)где– коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственноговеса, nсв = 0,95;– нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы;– нормативная нагрузка от собственного веса изоляции;– нормативная нагрузка от собственного веса футеровки.Нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы:(6.22)– удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали м =где78500 Н/м3;– наружный диаметр трубопровода;– внутренний диаметр трубопровода.Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции(6.23)– плотность материала заводской изоляции,= 960 кг/м3;– наружный диаметр изолированного трубопровода, вычисляемый поформуле:Нормативная нагрузка от собственного веса футеровки:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата55(6.24)где– плотность деревянной футеровки,500 кг/м3.В результате расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода изформулы 6.21 будет равна:Далее необходимо определить дополнительную выталкивающую силуза счет изгиба трубопровода:(6.25)где;J – осевой момент инерции поперечного сечения трубы.Дополнительная выталкивающая сила за счет изгиба трубопроводабудет равна:Рассчитаем нагрузку от веса перекачиваемого продукта:(6.26)где ρпр – плотность продукта.Таким образом, величина пригрузки трубопровода в воде, по формуле6.15 равна:Определим расстояние между пригрузами по формуле:ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата56(6.27)где– масса груза,– объем груза,1100 кг;= 0,18 м3;Тогда, общее количество пригрузов будет равняться:Принимаем количество пригрузов= 1814 шт.6.5.

Расчет тягового усилия при протаскивании и при троганиитрубопровода с местаТяговые усилия выполнены на укладку трубопровода методомпротаскивания подводного перехода магистрального нефтепровода черезр.Амур.Диаметр трубопровода 1067 мм, толщина стенки 21 мм, длина труб11,3 м. Длина укладываемого руслового участка 2785 м.Таблица 6.1 - Исходные данные для расчета по протаскиваемому трубопроводуНаименование параметраМасса погонного метра трубопровода 1067х21мм с футеровкойОбщая масса зафутерованного трубопровода 1067х21 ммКоличество пригрузовМасса одного пригрузаОбщая масса пригрузовМасса (средняя) 1 п.м.

дюкера с футеровкой и пригрузами ввоздухеМасса дюкера в воздухеОбъемный вес материала пригрузаОбъем вытесняемой воды пригрузамиДиаметр зафутерованного трубопровода (эквивалентный)Длина незатопленных участков дюкераОбъем вытесняемой воды зафутерованным трубопроводомЕд.изм.кг/мЗначение606,64т1689,49шт.ттт18141,11995,41,326тт/м3м3ммм33684,96,8312,9151,127302778,71ЛистВКР 21.03.01 – 946.2017 ПЗИзм.Лист№ докум.ПодписьДата57м3ттСуммарный объем вытесняемой водыМасса вытесняемой водыМасса 1 п.м. протаскиваемого дюкера в воде3091,623091,620,215Таблица 6.2 - Исходные данные для коэффицентов, принятые в расчетеНаименование параметраКоэффициент, учитывающий неровности рельефаприбрежной части и дна водоема- 1,10 - при наличии перегибов рельефа подводнойчасти перехода;- 1,05 - при их отсутствии.Коэффициент пассивного отпора футеровочногопокрытияКоэффициент пассивного отпора одиночныхбалластирующих грузовРасчетный (средний) вес трубопровода на суше(участок 30 м)Расчетный (средний) вес трубопровода в воде (участок2725 м)Угол внутреннего трения грунта на участке спостоянными свойствамиДлина отдельного участка с постоянными свойствамигрунтаОбозначениеЕд.изм.ЗначениеКр-1,1Кф-1,05Кб-1,15Gтр1т43,7Gтр.вт586jiград0,404liм2725--0,404*L1м30Ктр2-0,05Gтр2т252,5Gтр2т204,6gканКтр1КтрогG ..тт0,0140,55210,0шт.75т0,011tgi  li-усредненный коэффициент трения приLпротаскивании дюкера в различных грунтахОбщая длина протаскивания, на которой трубопроводнаходится в контакте с грунтомКоэффициент трения рельсовой спусковой дорожкиВес трубопровода, находящегося на спусковой дорожке(участок 173,4 м)Вес трубопровода, находящегося на спусковой дорожке(участок 140,8 м)Вес одного погонного метра каната в водеКоэффициент трения по грунту (песок)Коэффициент троганияГрузоподъемность разгружающих понтоновКоличество разгружающих понтоновМасса 1 п.м.

Характеристики

Список файлов ВКР