книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfгорий, ту= 0,6 для трубопроводов категории В (све дения о распределении участков по категориям даны в табл. 2.1); Кх — коэффициент надежности по мате риалу, определяемый по табл. 2.2; Кн —коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для нефте- и нефтепродуктопроводов при DHü 1000 мм Км= 1, при /)я =1200 мм Кн= 1,05); для газопроводов в зависимости от рабочего давления и на ружного диаметра Кн = 1...1,15).
Таблица 2.1
Категории участков магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов
Категории участков Характеристика участков трубопроводов при способе прокладки
подземном наземном надземном
1. Переходы через водные преграды:
а) судоходные — в русловой части и при брежные участки длиной не менее 25 м каж дый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода:
—1000 мм и более
-менее 1000 мм
б) несудоходные шириной зеркала воды в ме жень 25 м и более - в русловой части и при брежные участки длиной не менее 25 м каж дый при диаметре трубопровода:
- |
1000 мм и более |
—менее 1000 мм
в) несудоходные шириной зеркала воды в ме жень до 25 м - в русловой части, ороситель ные и деривационные каналы
г) горные потоки (реки)
д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-й обеспеченности
е) участок протяженностью 1000 м от границ горизонтальных высоких вод 10%-й обеспе ченности
В
I —
В
I -
I
I -
I _
I
В
I
В
I
I
I
I
II
|
Категории участков |
||
Характеристика участков трубопроводов |
при способе прокладки |
||
|
|
|
|
|
подземном |
наземном |
надземном |
2. Переходы через болота |
|
|
|
а) I типа |
II |
II |
II |
б) II типа |
II |
II |
III |
в) III типа |
В |
В |
I |
3. Переходы через железные и автомобильные |
|
|
|
дороги: |
|
|
|
а) железные дороги общей сети, включая |
|
|
|
участки длиной 40 м каждый по обе сторо |
|
|
|
ны дороги от осей крайних путей, но менее |
|
|
|
25 м от подошвы насыпи земляного полот |
|
|
|
на дороги. |
I |
|
I |
б) подъездные железные дороги промыш |
|
|
|
ленных предприятий, включая участки дли |
|
|
|
ной 25 м каждый по обе стороны дороги от |
|
|
|
осей крайних путей. |
III |
|
II |
в) автомобильные дороги I и II категорий, |
|
|
|
включая участки длиной 25 м каждый по |
|
|
|
обе стороны дороги от подошвы насыпи или |
|
|
|
бровки выемки земляного полотна дороги. |
I |
|
I |
г) участки трубопроводов, примыкающие |
|
|
|
к переходам (через все железные дороги и ав |
|
|
|
томобильные дороги I и II категорий |
III |
|
II |
4. Трубопроводы в горной местности: |
|
|
|
а) при укладке на полках |
II |
II |
|
б) при укладке в тоннелях |
- |
I |
1 |
5. Трубопроводы, прокладываемые по полив |
|
|
|
ным и орошаемым землям хлопковых и рисо |
|
|
|
вых плантаций |
II |
|
|
6. Трубопроводы, прокладываемые по терри |
|
|
|
тории распространения вечномерзлых грунтов, |
|
|
|
имеющих при оттаивании осадку свыше 0,1 |
II |
II |
II |
7. Переходы через селевые потоки и солонча |
II |
|
II |
ковые грунты |
— |
8.Узлы пуска и приема очистных устройств,
атакже участки трубопроводов длиной 100 м,
примыкающие к ним |
I |
I |
I |
|
Категории участков |
Характеристика участков трубопроводов |
при способе прокладки |
|
подземном наземном надземном |
9. Трубопроводы, расположенные внутри зда ний и в пределах территории НПС
10.Трубопроводы, прокладываемые по подра батываемым территориям и территориям, под верженным карстовым явлениям
11.Нефте- и нефтепродуктопроводы, прокла дываемые вдоль рек шириной зеркала воды в ме жень 25 м и более, каналов, озер и других во доемов рыбохозяйственного значения, выше населенных пунктов и промышленных пред приятий на расстоянии от них до 300 м при диа метре труб 700 мм и менее, до 500 м при диамет ре труб свыше 700 до 1000 мм включительно, до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм
I |
I |
I |
11 |
II |
II |
I I I
Таблица 2.2
Величины коэффициента К, |
|
|
Характеристика труб |
Величинах, |
|
1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контроли |
|
|
руемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготов |
|
|
ленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по |
|
|
сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по |
1,34 |
|
толщине стенки не более 5 % и прошедшие 100%-й контроль на |
|
|
сплошность основного металла и сварных соединений неразру |
|
|
шающими методами |
|
|
2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной ста |
|
|
ли и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусто |
|
|
ронней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному |
1,40 |
|
технологическому шву и прошедшие 100%-й контроль сварных |
||
соединений неразрушающими методами. Бесшовные из ката |
|
|
ной или кованой заготовки, прошедшие 100%-й контроль не |
|
|
разрушающими методами |
|
|
3. Сварные из нормализованной или горячекатаной низколеги |
|
|
рованной стали, изготовленные двусторонней электродуговой |
1,47 |
|
сваркой и прошедшие 100%-й контроль сварных соединений |
||
|
||
неразрушающими методами |
|
|
4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углероди |
|
|
стой стали, изготовленные двусторонней электродуговой свар |
1,55 |
|
кой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы |
|
зз
Величина 8, найденная по формуле (2.6), округляется до бли жайшего большего стандартного значения (по сортаменту).
В расчете толщины стенки трубопровода по формуле (2.6) не учитывается величина продольных напряжений. Если они рас тягивающие (<т > 0), то уточнять величину <5, найденную по формуле (2.6), нет необходимости. Если же продольные на пряжения —сжимающие (апр < 0), то расчетную толщину стенки надо находить по формуле
|
8 = |
П'-Р-Р, |
( 2.8) |
где |
—коэффициент, учитывающий двухосное напряжен |
||
|
ное состояние, |
|
|
|
¥\ = .1 -0 ,7 5 - |
^ 'npN |
(2.9) |
|
|
|
я.
anpN—величина апр, определяемая по формуле (2.4), но без учета продольных напряжений от изгиба.
Минимально допустимый радиус упругого изгиба подзем ных и наземных трубопроводов определяют из условий прочнос ти поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по формуле
0,5 |
Е |
Р„ |
(2.10) |
m |
и |
а г - а - Е -ДГ |
|
*■— Л,"-| |
|
где Щ —нормативное сопротивление, которое равно пре делу текучести, определяемому по государственным стандартам и техническим условиям на трубы; у/3—ко эффициент, учитывающий двухосное напряженное со стояние металла труб, при растягивающих продоль ных напряжениях принимают равным единице, а при сжимающих определяют по формуле
|
\ |
|
Wi = 1-0,75- |
-0 ,5 |
(2. 11) |
ту .*» 1о,9АГ. 2 )
ак —кольцевые напряжения от рабочего давления
где 6н—фактическая толщина стенки трубопровода.
Для ориентировочного и быстрого определения допустимого радиуса упругого изгиба можно использовать соотношение
Rdon= 1000-Dy ,
где Dy —условный диаметр трубопровода, м.
Действительные радиусы R упругого изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях должны быть боль ше R^. При R < Ràgn следует применять специальные гнутые вставки труб.
2.3. Уточнение толщины стенки трубы
на отдельных участках магистрального трубопровода
Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в целом от носятся к третьей или четвертой категории. Поэтому при расчете толщины стенки для них принимают ту= 0,9. Однако отдельные участки магистральных трубопроводов могут иметь иную катего рию. Поэтому толщина стенки на этих участках требует уточнения.
Для уточнения толщины стенки труб на участках I и II кате горий необходимо определить границы этих участков на мест ности, по которой прокладывается нефтепродуктопровод.
Коэффициент условий работы ту= 0,75 для участков нефтепродуктопроводов I и II категории и ту= 0,6 —для участков ка тегории В определяет необходимость создания повышенного запаса прочности нефтепровода по сравнению с участками III и IV категорий. А это, в свою очередь, ставит задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках нефтепродуктопровода с разрешенным по условию создания требуемого запаса проч ности материала труб.
Сравнение удобно выполнять графоаналитическим мето дом, при котором на сжатом профиле нефтепродуктопровода анализируется взаимное расположение пьезометрических ли-
ний, соответствующих предельным (подавлению) режимам экс плуатации нефтепродуктопровода с так называемой эпюрой разрешенных напоров в нефтепродуктопроводе (рис. 2.3). Под эпюрой разрешенных напоров понимается совокупность всех точек, отстоящих от линии сжатого профиля на величину мак симального напора (в выбранном масштабе высот), который до пустим в трубопроводе по условиям прочности с учетом материа ла труб, диаметра и толщины стенки, а также категории участка нефтепродуктопровода.
В том случае, если нефтепродуктопровод сооружен из одина ковых труб с постоянной толщиной стенки, а на трассе отсут ствуют участки повышенной опасности, эпюра разрешенных напоров полностью копирует сжатый профиль нефтепродукто провода, только находится выше его на величину максимально допустимого напора (давления) в выбранном масштабе высот.
На участках повышенной опасности (категории В, I и И) 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 (дав ление) на этом участке уменьшается.
Таким образом, эпюра разрешенных напоров, в целом ко пируя сжатый профиль нефтепродуктопровода, на границах участков различной категории изменяется скачком. Этот ска чок на участках более ответственной категории при неизмен ной толщине стенок труб и марки стали направлен вниз, а в слу чае увеличения толщины стенки трубы или применения более прочной стали может быть уменьшен, равен нулю или даже на правлен вверх.
Величины максимально допустимых напоров для участков различных категорий, необходимые для построения эпюры раз решенных напоров всего нефтепродуктопровода, определяются по формуле
я |
2 6 R' |
(2.13) |
|
p -s M D .- 2 -S ')' |
|
При анализе взаимного расположения пьезометрических ли ний предельных режимов эксплуатации нефтепроводов и эпю-
36
CT.Ill
ы
vj
ры разрешенных напоров принимается решение об изменении толщины стенки труб или применении более прочных сталей в том случае, если пьезометрические линии предельных режимов на ка ком-либо участке пересекаются с эпюрой разрешенных напоров. Участки, прилегающие к насосным станциям, относятся к кате гории повышенной опасности. Поэтому в конце перегона эпюра разрешенных напоров имеет скачок вниз. Точно такой же скачок будет на эпюре и в начале перегона, т. е. произойдет пересече ние с пьезометрической линией падения напора.
Поэтому в начале перегона применяют трубу с большей тол щиной стенки или используют более прочную сталь. Значение новой толщины стенки трубы вычисляется по формуле
s , n'De'H ’naxp-g
(2.14)
2 -[Л ,+ ^Я Lx/><?]'
Затем оно округляется до ближайшего большего стандартно го значения дг
При вычислении Ô'значение Н’^ принимается равным мак симальному напору по пьезометрической линии на участке пе ресечения ее с первоначальной эпюрой разрешенных напоров. Окончательно для полученного значения 5, по формуле (4.10) определяется максимально допустимый напор Ятах и корректи руется эпюра разрешенных напоров.
2.4. Проверка прочности и устойчивости подземных 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) тру бопроводов в продольном направлении производят по условию
(2.15)
где °npN~ продольное осевое напряжение от расчетных на грузок и воздействий; у2 — коэффициент, учитываю щий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях
(о N> 0) принимаемый равным единице, при сжимаю щих (onpN< 0) —определяемый по формуле
= ^1-0,75. Ц . - 0 , 5 ^ , |
(2.16) |
ак —кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления,
GК ~ П1‘ Яг
Проверку на отсутствие недопустимых пластических дефор маций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов произ водят по условиям
KI - |
(2-17) |
|
(2.18) |
*0,9 -ЛГЯ 2
где а"пр —максимальные суммарные продольные напряже ния в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздей ствий,
о»пр= И-о*к - а - Е - А Т ± ^ ^ , |
(2.19) |
Rmin—минимальный радиус упругого изгиба оси трубо провода; — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягива ющих продольных напряжениях (а"пр > 0) принимается равным единице, а при сжимающих (<типр < 0) определя ется по формуле (2.11).
Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы про изводят по неравенству
S <ШуNKp, |
(2.20) |
где S —эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода,
S = F -[(0,5-//) ак +а-£-Д г]; |
(2.21) |
F—площадь поперечного сечения трубы; N —продоль ное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.
Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное кри тическое усилие находится по формуле
Л С =4,0 9 - ' ^ - ^ - F 2-£5-/3, |
(2.22) |
где Р0—сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; а —сопро тивление вертикальным перемещениям отрезка трубо провода единичной длины, обусловленное весом грун товой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины; / —осевой момент инер ции поперечного сечения трубы.
Величина Р0определяется следующим образом:
Ро |
(Cr + Pv • tg<ргр), |
(2.23) |
где Сгр — коэффициент сцепления грунта (табл.2.3); Р — среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом; <ргр—угол внутренне го трения грунта (табл. 2.3).
Таблица 2.3
Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов средней полосы России
Грунт |
Cv кПа |
9^, градусы |
г |
Лм* |
||
|
|
|
|
|
||
Гравелистый песок |
0... |
2 |
36... |
40 |
|
25,5 |
Песок средней крупности |
1... |
3 |
33... |
38 |
|
23,0 |
Мелкий песок |
2... |
5 |
30... |
36 |
|
21,2 |
Пылеватый песок |
2... |
7 |
28... |
34 |
|
20,5 |
Супеси |
4... |
12 |
21... |
25 |
|
19,7 |
Суглинки |
6... |
20 |
17... |
22 |
|
19,0 |
Глины |
12... |
40 |
15... |
18 |
|
16,8 |
Торф |
0,5... |
4 |
16... |
30 |
|
7,0 |