Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 [ 15 ] 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

; ...... Г Таблица 4.2

Категории участков магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов

Продолжение таблицы 4.2

Для уточнения толщины стенки труб на участках I и П категорий необходимо определить границы этих участков на местности, по которой прокладывается нефтепродуктопровод.

Коэффициент условий работы = 0,75 для участков нефтепродуктопроводов I и П категории и = 0,6 - для участков категории В определяет необходимость создания повыщенного запаса прочности нефтепровода по сравнению с участками П1 и IV категорий. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках нефтепродуктопровода с разрешенным по условию создания требуемого запаса прочности

материала труб.. -v" - -:«..-.?: . . rvn№!4/ ! :jh,iuj;

Сравнение удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором на сжатом профиле нефтепродуктопровода анализируется взаимное расположение пьезометрических линий, соответствующих предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепродуктопровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров в нефтепро-дуктопроводе (рис. 4.1). Под эпюрой разрешенных напоров понимается совокупность всех точек, отстоящих от линии сжатого профиля на величину максимального напора (в выбранном масштабе высот), который допустим в трубопроводе по условиям прочности с учетом материала труб, диаметра и толщины стенки, а также категории участка нефтепродуктопровода.

i В том случае, если нефтепродуктопровод сооружен из одинаковых труб с постоянной толщиной стенки, а на трассе отсутствуют участки повышенной опасности, эпюра разрешенных напоров полностью копирует сжатый профиль нефтепродуктопровода, только находится выше его на величину максимально допустимого напора (давления) в выбранном масштабе высот.

На участках повышенной опасности (категории В, I и П) эпюра разрешенных напоров также копирует сжатый профиль участка, но при той же толщине стенки труб расположена ближе к линии профиля, так как максимально допустимый напор (давление) на этом участке уменьшается.

Таким образом, эпюра разрешенных напоров, в целом копируя сжатый профиль нефтепродуктопровода, на границах участков различной категории изменяется скачком. Этот скачок на участках повышенной категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали направлен вниз, а в случае увеличения толщины стенки трубы или применения более прочной стали может бьггь уменьшен, равен нулю или даже направлен вверх.

Величины максимально допустимых напоров для участков различных категорий, необходимые для построения эпюры разрешенных напоров всего нефтепродуктопровода, определяются по формуле

Н.„,„ =

26R,

pgn,(D„-26„)

(4.11)

При анализе взаимного расположения пьезометрических линий предельных режимов эксплуатации нефтепроводов и эпюры разрешенных напоров принимается решение об изменении толщины стенки труб или применении более прочных сталей в том случае, если пьезометрические линии предельных режимов на каком-либо участке пересекаются с эпюрой разрешенных напоров. Участки, прилегающие к насосным станциям, относятся к категории повышенной

опасности. Поэтому в конце перегона эпюра разрешенных напоров имеет скачок вниз (рис. 4.1). Точно такой же скачок будет на эпюре и в начале перегона, т.е. произойдет пересечение с пьезометрической линией падения напора.

Поэтому в начале перегона применяют трубу с большей толщиной стенки, или используют более прочную сталь. Значение новой толщины стенки трубы вычисляется по формуле

5 = -

2[R,+n,H pg

(4.12)

Затем оно округляется до ближайшего большего стандартного значения 8, .

При вычислении 8 значение Н„,, принимается равным максимальному напору по пьезометрической линии на участке пересечения ее с первоначальной эпюрой разрешенных напоров. Окончательно для полученного значения 8, по формуле (4.10) определяется максимально допустимый напор Н„, и корректируется эпюра разрешенных напоров. i

§4.3. Проверка прочности и устойчивости J подземных и наземных трубопроводов

Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы проверяют на прочность, деформацию и общую устойчивость в продольном направлении, а также против всплытия.

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

(4.13)

где с - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий; - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (<з > 0) принимаемый равным единице, при сжимающих (а < 0) - определяемый по формуле /

1-0,75

0,5

(4.14)

О О. О

а о.

а. S с

О О.

о о с

а. С

оц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления:

Проверку иа отсутствие недопустимых пластических деформаций

подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов производят по условиям

R";

а" <-

(4.15)

(4.16)

где а„р - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий

2R„.

(4.17)

R„i„ - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода; Уз - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих продольных напряжениях (ст"р > 0) принимается равным единице, а при сжимающих (а"р < 0) определяется по формуле (4.8).

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьщей жесткости системы производят по неравенству - .. .

. (4.18)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода: " ,

8 = Р,[(0,5-ц)а,„+аЕАТ;

(4.19)

Fj - площадь поперечного сечения трубы; Np - продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле