методичка. Поляков методичка по оформлению. Программа для чтения pdfфайлов. Загл с этикетки диска
 Скачать 3.37 Mb.
|
|
минимального значения коммерческого показателя S S min Инженерные изыскания – {z(x),T} Потеря напора (3.3.14) H 1 H 2 H 3 Максимальный напор в линии нагнетания НПС (4.1.5) H НПС 1 H НПС 2 H НПС 3 Проектное рабочее давление р раб 1 р раб 2 р раб 3 Рис.№ 4.1.8.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – предварительный расчет. - по формуле (4.1.3) определяем максимальный напор в линии нагнета- ния НПС – напор НПС; 78 - по формуле (4.1.2) определяем три значения n k (k = 1,2,3) количества НПС для каждого из трех диаметров (конкурирующие варианты диаметров); - расчет коммерческих показателей (§2.2), например, стоимости МН; - по лучшему значению коммерческого показателя определяется выбор варианта основных показателей МН – диаметра трубопровода и количе- ства НПС. Согласно [1] наружный диаметр нефтепровода и количество НПС входят в состав пяти количественных показателей, определяющих стоимость МН. Задание на проектирование – {Q,L, , } Технологическое проектирование {D н ,р раб ,n} Инженерные изыскания – {z(x),T} Предварительный расчет – выбор одного варианта основных показателей МН … Определение толщины стенки Рис.№ 4.1.9.Схема общей последовательности действий в рамках технологического проектирования – результат предварительного расчета. Таким образом, выбор одного из трех вариантов основных показателей МН – наружного диаметра трубопровода и количества НПС – завершает этап предварительного расчета нефтепровода (рис.№ 4.1.4). Результатом предварительного расчета является определение значений основных пока- зателей МН – значений (1.1.4) нормируемых показателей (1.1.3) для функции проектной пропускная способность нефтепровода (2.1.5) – {D н ,р раб ,n}. (4.1.6) Выбор варианта основных показателей МН – рабочего давления на вы- ходе НПС – позволяет сделать следующий шаг технологического проектиро- вания – определение толщины стенки трубы. 4.2.Определение толщины стенки трубы. 79 Деформативность. Эпюра рабочих давлений (напоров). Толщина стенки трубы. Расчетная толщина стенки трубы. Рабочее давление. Секция трубо- провода. Расчетное сопротивление растяжению (сжатию). Нормативное со- противление растяжению (сжатию) металла. Продольные осевые сжимающие напряжения. Нормативный температурный перепад. Температура фиксации расчетной схемы нефтепровода. Захлест. Проверка на прочность в продоль- ном направлении. Последовательность выполнения расчетов. Несущая спо- собность трубопровода (НСТ). Максимальное значение давления. Макси- мальное значение (пьезометрического)напора давления. Максимально допу- стимое значение напора. Эпюра допустимых рабочих давлений. Кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления. Cуммар- ные продольные напряжения. Общая устойчивость нефтепровода в продоль- ном направлении. Эквивалентное продольное осевое усилие. Выбор варианта рабочего давления на выходе НПС и, следовательно, ве- личины давления по длине нефтепровода (по линии гидравлического уклона (§3.2)) обозначает процесс, сопровождающий технологический процесс пе- рекачки нефти по трубопроводу, – взаимодействие нефти с материалом стен- ки трубы. Давление является мерой этого взаимодействия и приводит к воз- никновению в материале трубы напряжения. Поэтому в соответствии с требованиями [19] при проектировании МН должны быть выполнены расчёты на прочность, деформативность и устойчи- вость конструкций МН. Деформативность [19] – способность металла тру- бопровода изменять свои размеры и форму при воздействии усилий без из- менения массы и разрыва сплошности. Деформации, исчезающие после пре- кращения действия силы, называются упругими, а сохраняющиеся после сня- тия нагрузки – пластическими. Расчет на прочность, деформативность и устойчивость конструкций МН выполняется в соответствии с [19,27]. Расчеты являющиеся обязательным элементом подготовки проектной документации. Результаты расчётов долж- ны входить в состав проектной документации отдельным разделом. Их оформляют в соответствии с требованиями к текстовым документам и хранят в архиве проектной организации. Расчеты представляют заказчику или орга- нам государственной экспертизы по их требованию. На основании эпюры рабочих давлений (построенной при известном давлении на выходе НПС и линии гидравлического уклона – §3.2 и §4.1) определяется номинальная толщина стенки н (§2.1) каждой секции труб на всем протяжении технологического участка. Эпюра рабочих давлений (напоров)[19] – линия гидравлического уклона, построенная на сжатом про- филе магистрального нефтепровода, отражающая стационарный режим пере- качки в виде изменения напора в каждой точке трассы нефтепровода. Отношение наружного диаметра D н к номинальной толщине стенки не должно превышать 100. Номинальная толщина стенки для труб диаметром 1020 [мм] и более должна приниматься не менее 12 [мм]. 80 Для определения номинальной толщины стенки вначале рассчитывается расчетная толщина стенки трубы. Толщина стенки трубы [8] – расстояние между внутренней и наружной поверхностями стенки трубы в радиальном направлении. Расчетная толщина стенки трубы [8] – толщина, определя- емая расчетом на прочность. Расчётная толщина стенки трубопровода определяется согласно [19,27] по формуле, [мм]: = p n R D p n 1 2 . (4.2.1) При наличии продольных осевых сжимающих напряжениях толщина стенки должна определяться из условия = p n R D p n 1 1 2 . (4.2.2) В (4.2.1) и (4.2.2) n – коэффициент надежности по нагрузке – внутреннему рабочему давлению в нефтепроводе, учитывающий возможное увеличение внутреннего давления в переходных процессах; p – рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, [МПа]; R 1 – расчётное сопротивление растяжению (сжатию), [МПа]; 1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб. Для получения номинальной толщины стенки н полученное расчетное значение толщины стенки трубы должно округляться до ближайшего боль- шего значения, предусмотренного межгосударственными и национальными стандартами Российской Федерации или техническими требованиями заказ- чика. Рабочее давление [19] – наибольшее избыточное давление секции нефтепровода из всех предусмотренных в проектной документации стацио- нарных режимов перекачки. Рабочее давление [8] – максимальное из всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимов пере- качки избыточное давление в секции трубопровода. Секция трубопровода [8] – участок трубопровода между двумя ближайшими поперечными свар- ными стыками. Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) стали определяется согласно [19] по формуле: R 1 = k k m R 1 1 , (4.2.3) где: 1 R – нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы, равное минимальному значению временного сопротивления разрыву, [МПа]. 1 R = вр ; k 1 – коэффициент надёжности по материалу; k н – коэффици- ент надёжности по назначению трубопровода; m – коэффициент условий работы трубопровода. Коэффициент 1 , учитывающий двухосное напряженное состояние труб, 1 определяется по формуле: 81 1 = 2 1 75 0 1 R – 0.5 1 R , (4.2.4) где пр.N – продольные осевые сжимающие напряжения, [МПа], определя- емые от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической ра- боты металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений. Для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных нефтепро- водов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле пр.N = – E t + 2 D p n , (4.2.5) где – коэффициент линейного расширения, для стали = 1.2 10 -5 , [ 0 C -1 ]; – коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона), для стали в упругой зоне деформации = 0.3; Е – модуль упругости (Юнга), для стали Е = 206000 [МПа]; t – расчетный температурный перепад, принимае- мый положительным при нагревании, [ 0 С]. Нормативный температурный перепад в металле стенок труб должен приниматься равным разнице между максимально или минимально возмож- ной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей или наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема нефте- провода. За температуру фиксации расчетной схемы нефтепровода при- нимается температура стенки трубопровода, при которой свариваются захле- сты, привариваются компенсаторы, производится засыпка нефтепровода и тому подобные действия, т.е. когда фиксируется статически неопределимая система. Допустимый температурный перепад при расчетах балластировки и температуры замыкания должен определяться с учетом категорий участков нефтепроводов (отдельно для I категории и III категории). Захлест [8] – соединение двух участков трубопроводов в месте техноло- гического разрыва трубопровода кольцевым(и) стаком(амии), выполняемое без использования соединительных деталей трубопровода. Подземные МН должны проверяться на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия. Провер- ка на прочность подземных нефтепроводов в продольном направлении должна производиться из условия [19] пр.N 2 R 1 , (4.2.6) где 2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние ме- талла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях ( пр.N 0) 2 принимается равным единице, при сжимающих ( пр.N < 0) – определяется по формуле 2 = 2 1 75 0 1 R КЦ – 0.5 1 R КЦ , (4.2.7) где кц – кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, [МПа], определяемые по формуле: 82 кц = 2 D p n . (4.2.8) Последовательность выполнения расчетов следующая: 1.По формуле (4.2.1) или (4.2.2) вычисляем расчетную толщину стенки трубы 2.Для выбранного наружного диаметра выбираем ближайшую (боль- шую) номинальную толщину стенки н (§2.1). 3.По формуле (2.1.3) вычисляем внутренний диаметр трубы D вн 4.По формуле (4.2.5) вычисляем продольные осевые сжимающие напря- жения. При выполнении условия пр.N < 0 (4.2.9) осевые сжимающие напряжения в трубопроводе присутствуют. Их надо учи- тывать, используя коэффициент 1 , учитывающий двухосное напряженное состояние труб. Коэффициент 1 определяется по формуле (4.2.4). 5.Определяем расчетную толщину стенки при наличии продольных осевых сжимающих напряжений по формуле (4.2.4). Для выбранного наруж- ного диаметра выбираем ближайшую (большую) номинальную толщину стенки н (§2.1). 6.Проверка на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопрово- дов в продольном направлении по условию (4.2.6). Пример № 4.2.1. Определение толщины стенки трубы. Выбираем для трубопровода диаметром 1020 [мм] стальные электро- сварные прямошовные трубы, выполненные электродуговой сваркой под флюсом с одним продольным швом и предназначенные для строительства га- зопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на рабочее давление 5.4 7.4 [МПа] в северном и обычном исполнении (марка стали – 17Г1С), производитель – Челябинский трубопрокатный завод. Согласно механиче- ские характеристики стали 17Г1С равны: - временное сопротивление – вр = 510 [МПа]; - предел текучести – т = 353 [МПа]. Расчетное сопротивление растяжению (сжатию) стали определяем по формуле (4.2.3) R 1 = k k m R 1 1 = 1 47 1 9 0 510 = 312.24 [МПа]. Расчётную толщину стенки трубопровода определяем по формуле (4.2.1). = p n R D p n 1 2 = 9 5 15 1 24 312 2 1020 9 5 15 1 = 10.85 [мм]. Округляем полученное значение толщины стенки в большую сторону. Тогда в соответствии с номенклатурой завода изготовителя [18] толщина стенки должна приниматься равной 11 [мм]. Однако, как отмечено выше, но- минальная толщина стенки для труб диаметром 1020 [мм] и более должна 83 приниматься не менее 12 [мм]. Следовательно, принимаем номинальную толщину стенки н = 12 [мм]. Тогда внутренний диаметр равен (2.1.3) D вн = D н – 2 н = 1020 – 2 12 = 996 [мм]. Вычислим продольные осевые напряжения по формуле пр.N = – E t + 2 D p n = – 1.2 10 -5 206000 15.8 + 0.3 12 2 996 9 5 15 1 = – 39.0576 + 84.47325 = 45.42 [МПа], в которой расчетный температурный перепад t (равный разности между максимальной температурой эксплуатации и минимальной температурой укладки трубопровода) принимаем положительным при нагревании и равным t = 19.7 – 3.9 = 15.8 [ 0 С]. Получаем пр.N > 0. Условие (4.2.9) не выполняется, то есть, осевые сжимающие напряжения в трубопроводе отсутствуют. Как отмечено выше, при растягивающих осевых продольных напряже- ниях ( пр.N > 0) коэффициент 2 принимается равным единице. Тогда провер- ка на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в про- дольном направлении по условию (4.2.6) 45.42 < 1 312.24 показывает, что выбранная номинальная толщина стенки н удовлетворяет условиям прочности. Нахождение номинальной толщины стенки трубы позволяет определить несущую способность трубопровода (НСТ)[24] – максимально допустимое внутреннее давление или напор (в метрах столба перекачиваемой нефти) в трубопроводе при стационарном режиме перекачки, определенные при но- минальной толщине стенки. Несущая способность каждой секции должна определяться по формуле P = 2 2 1 D n R . (4.2.10) Из условия (4.2.10) следует ограничение для максимального значения давления р max 2 2 1 D n R (4.2.11) и, следовательно, максимального значения (пьезометрического) напора давления (§3.2) H max давления = g p max 2 2 1 D n g R , (4.2.12) 84 Из (3.2.1) и условия (4.2.12) следует условие для максимально допу- стимого значения напора H max = z + H max давления + g w 2 2 . (4.2.13) Практика преподавания показала, что студенты нередко отождествляют проектное рабочее давление на выходе НПС, определяемое по Таблице № 4.1.1, с максимальным значением давления (4.2.11). Это принципиально раз- ные величины, количественно характеризующие принципиально разные про- цессы, – энергия, передаваемая нефти от насосов на НПС, и величина нагруз- ки на трубу со стороны транспортируемого потока. Пример № 4.2.2. Определение несущей способности трубы. Найдем несущую способность для рассчитанной в Примере № 4.2.1 тру- бы 1020 12 [мм] с давлением транспортируемой нефти 5.9 [МПа]. Для это- го подставим в формулу (4.2.10) соответствующие значения P = 2 2 1 D n R = 12 2 1020 15 1 24 312 12 2 = 6.54 [МПа]. Таким образом, получаем, что условие (4.2.11) выполняется. Максимальное значение (пьезометрического)напора давления находим по формуле (4.2.12) H max давления = g p max = 81 9 95 849 10 54 6 6 = 784.4 [м]. По формуле (4.2.13) находим максимально допустимый напор H max = z + 784.4 + g w 2 2 В том случае, если нефтепровод сооружен из одинаковых труб с посто- янной толщиной стенки, а на трассе отсутствуют участки повышенной опас- ности, эпюра разрешенных напоров, соответствующих условию H H max , (4.2.14) полностью копирует сжатый профиль нефтепродуктопровода, только нахо- дится выше его на величину максимально допустимого напора (давления) в выбранном масштабе высот. Но согласно результатам §3.2 давление по длине нефтепровода может меняться и принципиально отличаться от (4.2.11). Изменение значения дав- ления, в свою очередь, меняет значение кольцевого напряжения (4.2.8) и рас- четной толщины стенки. Этот факт требует определения эпюры рабочих дав- лений по длине нефтепровода. Эпюра рабочих давлений для технологическо- го участка должна быть представлена на сжатом профиле трассы нефтепро- вода в графической форме с указанием значений гидравлического уклона [18,19]. Эпюра рабочих давлений и |