курсовая. КП Лысяникова. Технологический расчет магистрального нефтепровода

Название	Технологический расчет магистрального нефтепровода
Анкор	курсовая
Дата	04.02.2023
Размер	2.79 Mb.
Формат файла
Имя файла	КП Лысяникова.docx
Тип	Курсовой проект #919906
страница	3 из 4

1 2 3 4

5 Проверка нефтепровода на прочность, деформацию и общую устойчивость
Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы проверяют на прочность, деформацию и общую устойчивость в продольном направлении.

Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении производят по условию:

(17)
где

– продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа;

– то же, что и в формуле (10);

– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяемый по формуле

(18)
где

– то же, что и в формуле (10);

– кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяются по формуле

(19)
где

– то же, что и в формуле (9);

– кольцевые напряжения от рабочего давления, МПа, определяются по формуле

(20)
где

– то же, что и в формуле (9);

– то же, что и в формуле (16).

Подставив значения в формулу (20), получаем

Подставив значения в формулу (19), получаем

Подставив значения в формулу (18), получаем

Произведем проверку нефтепровода на прочность по условию, подставив значения в формулу (28), получаем

.
Условие выполняется.

Проверку на отсутствие недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов производят по условиям

(21)
где

– максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа;

– то же, что и в формуле (10);

– нормативное сопротивление, которое равно пределу текучести

, для нашей марки стали принимаем

;

– коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяется по формуле

(22)
где

– то же, что и в формуле (10);

– то же, что и в формуле (21);

– концевые напряжения, определяющиеся по формулев

(23)
где

– то же, что и в формуле (10);

– то же, что и в формуле (21);

– то же, что и в формуле (20).

Подставив значения в формулу (22), получаем

Максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формуле

(24)
где

– то же, что и в формуле (23);

– то же, что и в формуле (20);

– то же, что и в формуле (12);

– то же, что и в формуле (13);

– то же, что и в формуле (11);

– минимально допустимый радиус упругого изгиба нефтепровода определяется из условий прочности поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле

(25)
где

– то же, что и в формуле (23);

– то же, что и в формуле (20);

– то же, что и в формуле (12);

– то же, что и в формуле (3);

– то же, что и в формуле (11);

– то же, что и в формуле (10);

– то же, что и в формуле (21);

– то же, что и в формуле (22).

Подставив значения в формулу (25), получаем

Подставив значения в формулу (24), получаем

Произведем проверку нефтепровода на отсутствие недопустимых пластических деформаций по условиям.

Подставив значения в формулу (23), получаем

.
Подставив значения в формулу (21), получаем

.
Так как неравенства выполняются, делаем вывод о том, что недопустимые пластические деформации нефтепровода отсутствуют.

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы производят по неравенству

(26)
где

– то же, что и в формуле (10);

– продольное критическое усилие для прямолинейных участков, Н.

Находим площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:

(27)

(28)
где

– то же, что и в формуле (11);

то же, что и в формуле (20).

Подставив значения в формулу (27), получаем

Подставив значения в формулу (28), получаем

Нагрузка от собственного веса металла трубы рассчитывается по формуле

(29)
где

– коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса (при расчете на продольную устойчивость

=0,95);

– удельный вес металла, из которого изготовлена труба, для стали

;

– то же, что и в формуле (11);

то же, что и в формуле (20).

Подставив значения в формулу (29), получаем

Нагрузку от собственного веса изоляции принимаем равной 10% от

, т.е.

Нагрузка от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины, рассчитывается по формуле

(30)
где

– то же, что и в формуле (1);

– то же, что и в формуле (8);

– то же, что и в формуле (20).

Подставив значения в формулу (30), получаем

То есть нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым нефтепродуктом

(31)
где

– то же, что и в формуле (29);

– нагрузку от собственного веса изоляции, Н / м;

– то же, что и в формуле (30).

Подставив значения в формулу (31), получаем

Предположим, что наш трубопровод уложен в песок. Для песка коэффициент сцепления

, угол внутреннего трения грунта

удельный вес песка

Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом:

(32)
где

– коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, n_гр= 0,8;

– высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта,

;

– удельный вес песка,

;

– угол внутреннего трения грунта

;

– то же, что и в формуле (31);

– то же, что и в формуле (11).

Подставив значения в формулу (32), получаем

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины рассчитывается по формуле

(33)
где

– то же, что и в формуле (32);

– то же, что и в формуле (11);

– коэффициент сцепления,

;

– то же, что и в формуле (32).

Подставив значения в формулу (33), получаем

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины рассчитывается по формуле

(34)
где

– то же, что и в формуле (32);

– то же, что и в формуле (11);

– то же, что и в формуле (32);

– то же, что и в формуле (31).

Подставив значения в формулу (34), получаем

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находим по формуле

(35)
где

– то же, что и в формуле (33);

– то же, что и в формуле (32);

– то же, что и в формуле (38);

– то же, что и в формуле (39).

– то же, что и в формуле (12).

Подставив значения в формулу (35), получаем

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае упругой связи с грунтом рассчитываем по формуле

(36)
где k₀ – коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии;

– то же, что и в формуле (11);

– то же, что и в формуле (39);

– то же, что и в формуле (24).

Подставив значения в формулу (36), получаем

Фактическое эквивалентное продольное усилие в сечении трубы рассчитывается по формуле

(37)
где

– то же, что и в формуле (27);

– то же, что и в формуле (12);

– то же, что и в формуле (20);

– то же, что и в формуле (12);

– то же, что и в формуле (13).

Подставив значения в формулу (37), получаем

Так как по условию,

, то общая устойчивость прямолинейных участков нефтепровода обеспечена.

Теперь проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопроводов, выполненных с упругим изгибом.

Определим параметры _ и z_ по формулам

(38)

(39)
где

– то же, что и в формуле (25);

– то же, что и в формуле (34);

– то же, что и в формуле (28);

– то же, что и в формуле (12);

– то же, что и в формуле (27);

– то же, что и в формуле (33).

Подставив значения в формулу (38), получаем

Подставив значения в формулу (39), получаем

Рисунок 1 – Номограмма для определения коэффициента β_N
По графику находим, что _N  23. Вычисляем критическое усилие для криволинейных участков трубопровода:

(40)

(41)
где

– коэффициент;

– то же, что и в формуле (34);

– то же, что и в формуле (28);

– то же, что и в формуле (12);

– то же, что и в формуле (25).

Подставив значения в формулу (40), получаем

Подставив значения в формулу (41), получаем

Из двух найденных значений выбираем меньшее и для него

Так как,

, то условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

В таблице 6 представлены результаты проверки нефтепровода на прочность, деформацию и общую устойчивость
Таблица 6 – Проверка нефтепровода на прочность, деформацию и общую устойчивость