Гидравлические и гидродинамические расчёты при проектировании магис

провода, для I, II категории трубопроводов m = 0,75; для HIII, HIV категорий трубопроводов m = 0,9; для В категории трубопроводов m = 0,6; K1 – коэффициент надежности по материалу (см. прил. 1); Kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для Dн ≤ 1000 мм Kн = 1,

для Dн = 1200 мм Kн = 1,05).

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

где ψ1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб, определяемый по формуле

где σпрN – продольное осевое сжимающее напряжение, МПа,

определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений. При растягивающих осевых

продольных напряжениях (σпрN ≥ 0)ψ1 = 1,0, при сжимающих осевых продольных напряжениях (σпрN < 0)

где t – расчетный перепад температур; μ – коэффициент Пуас-

сона, μ =0,3 [5]; α – коэффициент линейного расширения метал-

ла, α =1,2 – 10–5 1/°С; Е – модуль Юнга, Е = 2,06· 105 МПа; Dв –

внутренний диаметр трубопровода, м.

где δ – толщина стенки трубопровода, м.

11

Пересчитываем толщину стенки нефтепровода с учетом двухосного напряженного состояния металла. Полученное расчетное значение толщины стенки трубопровода округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями.

1.5.Проверка на прочность

иустойчивость нефтепровода

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении производят по условию

фициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб. При растягивающих осевых продольных напряже-

где σк.ц – кольцевые напряжения в стене трубы от расчетного внутреннего давления,

12

ний диаметр нефтепровода, м.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов проверку производят по условиям:

где σнпр – максимальные продольные напряжения в трубопрово-

де от нормативных нагрузок и воздействий, МПа; ψ3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы; σнк.ц – кольцевые напряжения в стенках трубопровода

от нормативного внутреннего давления, МПа; R2н – норматив-

ное сопротивление материала, зависящее от марки стали, в расчетах принимается равным σТ, МПа;

где rmin – радиус упругого изгиба оси трубопровода, м; μ – ко-

эффициент Пуассона, μ = 0.

Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления:

13

Коэффициент ψ3 определяется по формуле

Если проверка на недопустимые пластичные деформации не соблюдается, то для обеспечения надежности трубопровода при деформациях необходимо увеличить минимальный радиус упругого изгиба, решая уравнение

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

где S – эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, определяемое по формуле

где F – площадь поперечного сечения металла трубы, м2. Для труб круглого сечения

Nкр – продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Nкр следует определять согласно правилам строительной механики с учетом принятого конструктивного решения и начального искривления трубопровода в зависимости от глубины его заложения, физико-механических характеристик фунта, на-

14

личия балласта, закрепляющих устройств с учетом их податливости. На обводненных участках следует учитывать гидростатическое воздействие воды.

В случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле

где R0 – сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Па,

где Сгр – коэффициент сцепления грунта (табл. 1.3), кПа; Ргр – среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом, МПа,

где пгр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, равный 0,8; γгр – удельный вес грунта (см. табл. 1.3), кН/м3; h0 – глубина заложения трубопровода (табл. 1.4), м; qтр – расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью, Н/м,

где qм – нагрузка от собственного веса металла трубы, Н/м,

где пс.в – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95; γм – удельный вес металла труб, принимаемый равным 78500 Н/м3; qu –

15

нагрузка от собственного веса изоляции, которое может быть принято 10 % от собственного веса металла трубы, Н/м,

qпр – нагрузка от веса нефти, находящейся в трубопроводе, Н/м,

qвеpт – сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, Н/м,

J – осевой момент инерции, м4,

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом

где k0 – коэффициент постели грунта при сжатии (табл. 1.5), МН/м3.

Таблица 1 . 3

Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов средней полосы России

16

Таблица 1 . 5 Величины коэффициента постели грунта при сжатии

17

Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то необходимо принять меньшее из Nкр.

Продольную устойчивость следует проверять для криволинейных участков в плоскости изгиба трубопровода. Продольную устойчивость на прямолинейных участках подземных участков следует проверять в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.

Рис. 1.2. Номограмма для определения коэффициента βn при проверке устойчивости криволинейного трубопровода

(стрелками показано, как определяется βn = 20 при Zβ = 150 и θβ = 0,04)

18

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, в случае пластической связи трубы с грунтом определяют критическое усилие:

где βn – коэффициент, определяемый по номограмме (рис. 1.2) в зависимости от параметров θβ, Zβ:

P0 F

где rβ – радиус упругого изгиба трубопровода, соответствующий рельефу дна траншеи; rβ должен быть больше значения rmin , которое определяется по табл. 1.6 или специальными расчетами.

Из двух вычисленных значений Nкр(3) или Nкр(4) выбирают меньшее.

Таблица 1 . 6

Значения минимально допустимых радиусов упругого изгиба трубопровода, rmin

19

1.6. Гидравлический расчет нефтепровода. Определение числа насосных станций и расстановка их по трассе нефтепровода

Гидравлический расчет нефтепровода необходим для определения потерь напора в трубопроводе.

Секундный расход нефти в трубопроводе (м3/с):

Средняя скорость нефти в трубопроводе (м/с)

Потери напора на трение в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления (табл. 1.7), или по обобщенной формуле Лейбензона

где β, т – коэффициенты обобщенной формулы Лейбензона

(см. табл. 1.7).

Значения коэффициентов λ, β, т зависят от режима течения жидкости и шероховатости внутренней поверхности трубы, а также характеризуются безразмерным числом Ренольдса:

При значениях Re < 2320 режим течения жидкости ламинарный. При турбулентном течении различают три зоны трения:

20