книги / Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа

Первые три статьи расходов — главные. На амортизацию и текущий ремонт приходится 30—40% всех расходов. Расходы на электроэнергию составляют 40—60%.

Суммарные эксплуатационные расходы определяют себе­ стоимость перекачки — основной показатель, характеризующий экономичность и рентабельность работы магистрального трубо­ провода.

В технологическом расчете при выборе оптимального вари­ анта трубопровода, как правило, применяют себестоимость пере­ качки, указанной в нормах технологического проектирования:

где С — себестоимость перекачки; Q — пропускная способность;

L — протяженность (длина) трубопровода.

Количество НПС и их расположение определяется теоретиче­ ским расчетом или графически на сжатом профиле трассы.

Расчет режима работы трубопровода проводится с целью определения необходимых рабочих напоров и подпоров на стан­ циях и регулирования производительности перекачки в пределах проектных параметров.

Контрольные вопросы для проверки знаний

1.Назначение технологического расчета.

2.Исходные данные для проведения технологического рас­

чета.

3.Основные параметры трубопровода.

4.Порядок определения основных параметров.

5.Порядок выбора оптимального варианта трубопровода.

3.5.Механический расчет

магистрального трубопровода

3.5.1. Задачи механическогорасчета трубопровода

В механическом расчете трубопроводов определяется:

—толщина стенки трубопровода, обеспечивающая его проч­ ность при максимальном расчетном давлении перекачиваемой нефти (нефтепродуктов или газа);

—значения термических нагрузок, которые возникают в ме­ талле труб при изменении температуры окружающей среды.

122

При расчете конструкций на прочность различают три пре­ дельных состояния:

—первое — когда конструкция теряет несущую способность, то есть когда конструкция не способна сопротивляться прило­ женным к ней усилиям и разрушается;

—второе — когда при повторяющихся нагрузках в конструк­ циях наблюдаются остаточные деформации;

—третье — когда при повторяющихся нагрузках в конструк­ циях появляются трещины.

Магистральный трубопровод, уложенный в грунт, рассчитыва­ ется по первому предельному состоянию, то есть по пределу проч­ ности, так как при превышении предела текучести и появлении остаточных деформаций не теряется его работоспособность.

Металлические резервуары рассчитываются по второму пре­ дельному состоянию, так как появление остаточных деформаций

вкорпусе резервуара не допускается.

Железобетонные хранилища рассчитываются по третьему пре­ дельному состоянию, так как в железобетонных конструкциях появление трещин ведет к быстрому разрушению бетона и всей конструкции в целом.

3.5.2. Расчет магистральных нефтепроводов на прочность

При расчете магистральных трубопроводов на прочность принимаются следующие условия:

—прочность сварных швов равна прочности основному металлу трубы;

—толщина стенки трубы не изменяется, то есть защищена изоляцией и не подвергается коррозии;

—овальность труб не влияет на прочность трубы и в расчете не учитывается.

Определение напряжений в трубопроводе

При работе магистрального трубопровода под действием внутреннего давления жидкости или газа возникают три вида напряжений: продольные ап, кольцевые ак и радиальные ар (см. схему).

Основное условие обеспечения прочности трубопровода состоит в том, чтобы возникающие напряжения в металле труб не превы­ шали допустимых напряжений.

123

где су — величина напряжений в МПа или кгс/см2;

[а]— величина допустимых напряжений в МПа или кг/см2;

к—коэффициент, учитывающий запас прочности, принимается для линейной части трубопровода к = 1,2, для ответственных участ­ ков — дюкеров, переходов через железные и автомобильные дороги

идругие преграды к —2.

Кольцевые напряжения определяются по формуле

где ак — кольцевые напряжения в МПа или кгс/см2; р — давление в трубопроводе, МПа или кгс/см2; Dm — внутренний диаметр трубы, см;

8 — толщина стенки трубы, см.

Осевые или продолыше напряжения складываются из трех со­ ставляющих:

—напряжения от упругого изгиба;

—вторичных напряжений от внутреннего давления;

—термических напряжений.

Напряжения от упругого изгиба (на кривых участках, провиса­ ния между опорами при прокладке на участках, где невозможна подземная прокладка, и так далее) определяются по формуле

где аа — напряжения упругого изгиба в кг/см2;

124

Е — модуль упругости металла, врасчете стальных конструкций принимается Е= 2,1 *106;

Dit — наружный диаметр трубы в см; 8 — толщина стенки трубы в см.

Если трубопровод не защемлен и может свободно переме­ щаться вдоль оси, то продольные напряжения определяются по формуле

Вы в од: При изменении температуры в трубопроводе на 1 °С напряжение в металле трубы увеличивается или уменьшается на 2,5 МПа /см2 (25 кг/см2).

Определение толщины стенок трубопровода

Толщина стенок определяется по формуле

где б — толщина стенки трубопровода в см; Р — внутреннее давление в трубопроводе, кГ/см2;

Dn — наружный диаметр трубопровода, см;

RH— нормативное сопротивление материала, принимается для стали марки Ст.О— 1900 кг/см2, Ст.2 — 2200 кг/см2, Ст.З и Ст.4 —

125

2400 кг/см2, Ст.5 — 2800 кг/см2;для стали марок Ст.О, Ст.2, Ст.З, Ст.4

к- 0,9; для стали марки Ст.5 к =0,85;

т— коэффициент, учитывающий условия работы трубо­ провода, при прокладке вне населенных пунктов принимается т = 0,9, при прокладке в населенных пунктах т = 0,75—0,8;

п— коэффициент, учитывающий перегрузки от возможного повышения эксплуатационного внутреннего давления, принимается

//= (1,1—1,2) в зависимости от условий работы трубопровода.

3.5.3. Компенсация температурных изменений длины трубопровода

Если трубопровод не защемлен и имеет возможность пере­ мещения вдоль оси, то при изменении температуры происходит изменение его длины, а напряжение в металле труб остается без изменения.

Для компенсации температурных изменений длины трубо­ провода на них устанавливаются специальные устройства, кото­ рые называются компенсаторами.

Компенсаторы бывают различных конструкций:

П-образные, изготавливаются из труб того же диаметра. При­ меняются как на внутренних трубопроводах НПС, так и на ли­ нейной части магистрального трубопровода..

Лиро-образные, изготавливаются из труб того же диаметра, обычно применяются на внутренних паропроводах небольшого диаметра (см. рис. 3.4.);

Размеры П-образных компенсаторов выбираются по норма­ ли Н549 б из таблиц справочной литературы или по номограмме

Рис. 3.4. Компенсатор П-образный:

Dy—условный проход, вмм; Н—вылеткомпенсатора; а,Ь,с —прямыеучаст­ ки; R—радиус; L —длина

126

AL,MH

Рис. 3.5. Номограмма для определения вылета иразмеров П-образных компенсаторов

(см. рис. 3.5.). Компенсирующая способность компенсаторов за­ висит от диаметра труб, из которых изготавливается компенсатор,

ивылета h (см. номограмму).

При м ер: Требуется определить вылет П-образного компен­ сатора для восприятия термического удлинения AL = 118 мм тру­ бы D= 127 х 13 мм.

О твет: h —2850 мм (ход решения показан пунктиром на диаграмме.

Рис. 3.6. Линзовый компенсатор с фланцами по нормали Н571

127

Волнистые и линзовые компенсаторы устанавливаются на всех видах технологических трубопроводов. Универсальные линзовые компенсаторы могут компенсировать одновременно продольные и угловые перемещения трубопровода. На рис. 3.6,3.7 и 3.8 показаны различные виды линзовых компенсаторов по нормали Н751.

При установке специальных фиксирующих устройств могут компенсировать только продольные или угловые перемещения трубопровода.

В настоящее время при строительстве магистральных тру­ бопроводов широко применяются линзовые компенсаторы КЛО новочеркасского завода Ростовской области.

Основные размеры выпускаемых КЛО:

—условный диаметр, мм — Dy-600, 700, 800, 900;

—рабочее давление, МПа — 0,1, 0,25, 0,63, 1,0;

—материальное изготовление:

Рис. 3.8. Линзовый компенсатор вразрезе:

1— патрубок, 2 —фланец, 3 — рубашка, 4—полулинза, 5 — ребро, 6—лапа, 7— гайка, 8 —тяна

128

—Ml — из стали марки В ст.З;

—М2 — из стали марок 10,20;

—М3 — из стали марки 09Г2С;

—МЗ-1 — из стали марки 16ГС;

—М-4 — из стали марки 12х 18НЮТ

—М4-1 — из стали марки 08 х 18Н10Т.

Т аблица 3.6

Компенсирующая способность компенсаторов типа КЛО, мм

Сальниковые компенсаторы выпускаются двух типов — одно­ сторонние и двухсторонние. Применяются в основном на техно­ логических трубопроводах НПС и нефтебаз.

На рис. 3.9 и 3.10 показан общий вид сальниковых компен­ саторов по нормале Н572. Размеры компенсаторов приводятся в справочной литературе. Размеры компенсаторов принимаются в зависимости от диаметра и рабочего давления. Компенсирующая

Рис. 3.9. Компенсатор сальниковый одностороннийпо нормали Н572

129