книги / Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа
..pdfВеличина Ргрвычисляется по формуле
2 nip |
Y.T D„ |
Р = - |
(2.24) |
|
/г-Ц. |
где пгр—коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8; угр —удельный вес грунта; h0 —высота слоя засыпки от верхней образующей трубо провода до поверхности грунта (табл. 4.4); g —расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубо провода (дм+ qu) с перекачиваемым продуктом дпр, то есть
Ятр=Ям + Яи+Чпр- |
(2.25) |
|
Таблица 2.4 |
Рекомендуемые величины заглубления трубопроводов |
|
Условия прокладки, диаметр трубопровода |
V м |
При условном диаметре менее 1000 мм |
0,8 |
При условном диаметре 1000 мм и более |
1,0 |
На болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению |
1,1 |
В песчаных барханах, считая от нижних отметок межбар |
|
ханных оснований |
1,0 |
В скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии |
0,6 |
проезда автотранспорта и сельскохозяйственных машин |
|
На пахотных и орошаемых землях |
1,0 |
При пересечении оросительных и мелиоративных каналов |
1,1 |
Нагрузка от собственного веса металла трубы |
|
Ям=псл-Гм~ \ 0 1 - 0 2), |
(2.26) |
где псв — коэффициент надежности по нагрузкам от дей ствия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения равный 0,95; ум—удельный вес металла, из которого из готовлены трубы, для стали у = 78 500 Н/м3; DH, D —со ответственно наружный и внутренний диаметры трубы.
Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных тру бопроводов
|
Чи= "с. 'KDH-g-(Km-Sm•рт + Коб-5обро6), |
(2.27) |
||
где |
Кил, - коэффициент, учитывающий величину нахлес- |
|||
|
та, для мастичной изоляции Кцп = |
1; при однослойной |
||
|
изоляции (обертке) Кт (К^) = |
1,09; при двухслойной |
||
|
изоляции (обертке) Кип (К^) = |
2,30; 6ип, рап - соответ |
||
|
ственно толщина и плотность изоляции; 8^, р^ —то же |
|||
|
для оберточных материалов (табл. 2.5). |
|
||
|
|
|
|
Таблица 2.5 |
|
Некоторые сведения об изоляционных материалах |
|||
|
Тип, маркировка изоляционных материалов |
Толщина#, |
Плотность р, |
|
|
|
мм |
кг/м3 |
|
|
|
|
||
|
Отечественные изоляционные ленты |
|
||
Летняя ПИЛ (ТУ 19-103-78) |
|
0,30 |
- |
|
Зимняя ПВХ-БК (ТУ 102-166-82) |
|
0,35 |
- |
|
Зимняя ПВХ-Л (ТУ 102-320-86) |
|
0,30 |
- |
|
Лента полимерно-битумная |
|
1,50 |
- |
|
|
Отечественные обертки |
|
|
|
Пленка оберточная ПЭКом (ТУ 102-284-81) |
|
0,60±0,05 |
880 |
|
Пленка оберточная ПДБ (ТУ 21-27-49-76) |
|
0,55±0,05 |
1050 |
|
Пленка полимерная ПВХ (ТУ 102-123-78) |
|
0,50±0,1 |
1268 |
|
Оберточный материал ПВХ (ТУ 102-123-78) |
|
0,60±0,1 |
1175 |
|
|
Импортные изоляционные материалы |
|
||
Поликен 980-25 (США) |
|
0,635 |
1046 |
|
Плайкофлекс 450-25 (США) |
|
0,635 |
1046 |
|
Тек-Рап 240-25 (США) |
|
0,635 |
1157 |
|
Нитто-53-635 (Япония) |
|
0,635 |
1090 |
|
Фурукава Рапко НМ-2 (Япония) |
|
0,640 |
1010 |
|
Альтене 100-25 (Италия) |
|
0,635 |
1046 |
|
Пластизол (Югославия) |
|
0,630 |
1040 |
|
|
Импортные обертки |
|
|
|
Поликен 955-25 (США) |
| |
0,635 | |
1028 |
|
Тип, маркировка изоляционных материалов |
Толщина 5, |
Плотность р, |
|
мм |
кг/м3 |
||
|
|||
Плайкофлекс 650-25 (США) |
0,635 |
1008 |
|
Тек-Рап 260-25 (США) |
0,635 |
1071 |
|
Нитто 56 РА-4 (Япония) |
0,635 |
1055 |
|
Фурукава Рапко РВ-2 (Япония) |
0,640 |
989 |
|
Альтене 205-25 (Италия) |
0,635 |
1028 |
|
Пластизол (Югославия) |
0,635 |
1031 |
Плотность мастичной изоляции может быть принята равной 1050 кг/м3.
Конструкция защитных покрытий применяется по ГОСТ «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».
Для ориентировочных расчетов вес пленочного изоляцион ного покрытия и различных устройств, которые могут быть уста новлены на трубопроводе, можно принять равным 10 % от соб
ственного веса металла трубы, т. е. |
|
«.'« 0.1-9, • |
(2.28) |
Нагрузка от веса нефти (нефтепродукта), находящегося в тру
бопроводе единичной длины, |
x-D' |
|
|
|
(2.29) |
||
Япр=Р |
р-8- |
4 |
|
in p Г - |
V |
|
|
Входящая в формулу (2.23) величина сопротивления грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной
ДЛИНЫ |
( |
п |
тг.Г\ |
\ |
(2-30) |
Я.ерг, = П ,р ■Угр ■° и |
(Ло + ~ £ |
----— |
J + <?„,„• |
||
Продольное критическое усилие для прямолинейных участ ков подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом
< 2) = 2ylk0 DH. E I , |
(2.31) |
где к 0 —коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии (табл. 2.6).
Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то из двух значений Nкр , найденных по формулам (2.22) и (2.31 ), необходимо принимать меньшее.
|
|
|
Таблица 2.6 |
Величины коэффициента постели грунта при сжатии |
|||
Грунт |
^0* |
Грунт |
^0’ |
|
МН/м3 |
|
МН/м3 |
Торф влажный |
0,5...1,0 |
Песок слежавшийся |
5...30 |
Плывун |
1...5 |
Глина тугопластичная |
5...50 |
Глина размягченная |
1...5 |
Гравий |
10...50 |
Песок свеженасыпанный |
2...5 |
|
|
Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, вы полненных упругим изгибом, в случае пластической связи тру бы с грунтом критическое усилие рассчитывается по формулам
*53 II |
|
Г fri |
дг<4»= |
0,375 |
-Я |
кр |
1верт р7 |
(2.32)
(2.33)
где PN — коэффициент, определяемый по номограмме, приведенной на рис. 2.4, в зависимости от параметров
|
P .F |
Z J |
(2.34) |
1 я ~ ’ |
! Г ~ ' |
* ' 1 7 7 |
4 7 7 |
Rp —радиус упругого изгиба трубопровода, соответст вующий рельефу дна траншеи.
Из двух значений N , вычисленных по формулам (2.32) и (2.33), выбирают меньшее.
Продольную устойчивость для криволинейных участков про веряют в плоскости изгиба трубопровода, а для прямолинейных участков подземных трубопроводов —в вертикальной плоскости с радиусом начальной кривизны 5000 м.
2.5. Расчет устойчивости трубопроводов против всплытия
Устойчивость против всплытия трубопроводов, прокладывае мых на периодически обводняемых участках трассы, а также на болотах, обеспечивается применением балластировки с помо щью пригрузов и анкеров.
44
Нормативный вес балластировки в воде рассчитывается по формуле
Ябалл |
Я . + Я ш г |
(2.35) |
где ns —коэффициент надежности по нагрузке, принимае мый равным: для железобетонных грузов —0,9, для чу гунных — 1; кнв — коэффициент надежности устой чивости против всплытия, принимаемый по табл. 2.7; qe —расчетная выталкивающая сила воды, действующая на единицу длины трубопровода; qux — расчетная ин тенсивность нагрузки от упругого отпора при свобод ном изгибе трубопровода; qmp—расчетная нагрузка от 1 погонного метра трубы, заполненной продуктом, если в процессе эксплуатации невозможно ее опорож нение и замещение продукта воздухом.
Таблица 2.7
Величины коэффициента кнв
Характеристика обводненногоучастка |
|
Нефте- и нефтепродуктопроводы, для которых возможно опорож |
|
нение и замещение продукта воздухом |
1,03 |
Через болота, поймы, водоемы при отсутствии течения, обводнен |
|
ные и заливаемые участки в пределах ГВВ 1%-й обеспеченности |
1,05 |
Русловые, через реки шириной до 200 м по среднему меженно |
|
му уровню, включая прибрежные участки в границах производства |
1,10 |
подводно-технических работ |
|
Через реки и водохранилища шириной свыше 200 м, а также гор |
|
ные реки |
U 5 |
Параметры, входящие в формулу (2.35), рассчитываются по
зависимостям: |
|
n-Dl |
(2.36) |
Я. - P . ' S - |
|
E l |
(2.37) |
= к_ |
Я Р Е 3’
где рв —плотность воды, с учетом содержания солей и мехпримесей, рв= 1100... 1150 кг/м3; Оф—наружный диаметр футеровки; кд —постоянный коэффициент: для выпу клых кривых к = 8, для вогнутых кд= 32; /? —угол по ворота оси трубопровода, рад; R —радиус кривизны ре льефа дна траншеи, который должен быть больше или равен минимальному радиусу упругого изгиба оси тру бопровода из условия прочности.
Нормативный вес балластировки в воздухе
н |
н ___ Р б |
(2.38) |
Чбал |
Чбал.в |
|
|
Р в - Р |
. - К |
где р6 —плотность материала балластировки: для бетонных грузов р6= 2300 кг/м3, для чугунных —рб= 7450 кг/м3.
Расстояние между центрами одиночных грузов, используе мых для балластировки, определяется по формуле
|
р _ т г Е |
1 - А |
(2.39) |
|
н |
||
|
Чбал.в |
. Рб. |
|
где |
тг —масса одного груза (табл. 2.8). |
|
|
Общее число грузов, необходимых для балластировки участка
трубопровода длиной £„, составляет |
|
|
||
|
N |
=-f-- |
|
(2.40) |
|
|
|
|
Таблица 2.8 |
Масса грузов, используемых для балластировки |
||||
Наружный диаметр |
|
М асса одного груза, кг |
|
|
Железобетонный |
|
Кольцевые |
||
трубопровода, мм |
УБО |
|||
|
седловидный |
Железобетонный |
Чугунный |
|
|
|
|||
325 |
300 |
— |
— |
— |
426 |
500 |
— |
— |
— |
529 |
1500 |
1725 |
628 |
450 |
720 |
3000 |
3346 |
2024 |
1100 |
820 |
3000 |
3346 |
2300 |
1100 |
1020 |
3000 |
3346 |
4048 |
1100 |
1220 |
4000 |
4238 |
5658 |
2000 |
При балластировке трубопроводов анкерными устройствами расстояние между ними находят по формуле
|
I |
аик |
н ’ |
(2.41) |
|
|
|
v |
7 |
||
|
|
|
Я бал |
|
|
где |
Банк —расчетная несущая способность устройства |
|
|
||
|
^анк ^аик |
т |
(2.42) |
||
|
ZÛHK—количество анкеров в одном анкерном устройстве; |
||||
|
т „ - коэффициент условий работы анкеров; Р |
|
—их |
||
|
ÛMK |
|
QHK |
||
расчетная несущая способность.
Для винтовых анкеров (типов ВАУ, АС, АЛ) с диаметром вин товой лопасти DmKпри zm = 1, а также когда zmK> 2 и DH/D mK > 3 принимают танк= 1,0. Если же zmK> 2, но 1 й DH/D am < 3, то вели
чину коэффициента условий работы находят по формуле |
|
танк = 0, 25 • 1+ Д |
(2.43) |
Аанк / |
|
Сведения о стандартных диаметрах лопастей винтовых анке ров и области их применения приведены в табл. 2.9.
Таблица 2.9
Область применения винтовых анкеров |
|
|
|||
Диаметр лопасти анкера, м |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,45 |
0,5 |
Рекомендуемые диаметры 273...530 426...820 720... 1020 1020...1220 1220 трубопровода, мм
Для анкеров раскрывающегося типа (АР) в формулу (2.43) вместо DaMKподставляется расчетное значение диаметра
<2-*>
где FJJ —суммарная площадь проекций лопастей на гори зонтальную плоскость (табл. 2.10).
Расчетная несущая способность анкера вычисляется по формуле
р ~ = ~ Г 1,-(АТ-Сгр + Вгр-угр ha), |
(2.45) |
где тв—коэффициент условий работы анкера при выдерги вающей нагрузке (табл. 2.11); Ки—коэффициент надеж-
47
ности анкера, Кн= 1,4; А, В —числовые коэффициенты, величина которых зависит от угла внутреннего трения (табл. 2.12); yv —средневзвешенный удельный вес грун тов, залегающих от дна траншеи до отметки заложения лопастей анкера (табл. 2.3); ha—глубина заложения ло пастей от дна траншеи.
Таблица 2.10
Площадь лопастей раскрывающегося анкера
|
|
АР |
АР- |
АР- |
|
АР- |
АР- |
АР- |
АР- |
|
|
Тип |
АР- |
401- |
АР- |
АР- |
|||||||
401- |
401- |
403- |
403- |
403- |
|||||||
анкера |
401 |
2Л - |
403 |
403-А |
404 |
||||||
2Л |
2Л -У |
д |
М |
АМ |
|||||||
|
|
УМ |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
1,0 |
0 ,5 |
1,0 |
0 ,9 8 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
0 ,5 |
0 ,5 |
0 ,5 |
Площадь лопастей винтового анкера вычисляется по формуле
ж-D 2 |
(2.46) |
|
F- — г ~ |
||
|
||
|
Таблица 2.11 |
|
Значения коэффициентов т в |
|
|
Тип грунтов, их вцц и состояние |
Величина тв |
|
Глинистые: |
0,7 |
|
твердые, полутвердые и тугопластичные |
||
мягкопластичные |
0,7 |
|
текучепластичные |
0,6 |
|
Пески: |
|
|
маловлажные |
0,7 |
|
влажные |
0,6 |
|
водонасыщенные |
0,5 |
|
Супеси: |
|
|
твердые |
0,7 |
|
пластичные |
0,6 |
|
текучие |
0,5 |
Величины коэффициентов^ и Вфв формуле (2.45)
Угол внутреннего трения, |
к |
|
Угол внутреннего трения, |
А. |
|
градусы |
|
градусы |
|
||
10 |
6 ,2 |
2,1 |
24 |
13,5 |
7 ,0 |
12 |
6 ,6 |
2 ,4 |
2 6 |
16,8 |
9 ,2 |
14 |
7,1 |
2,8 |
28 |
2 1,2 |
12,3 |
16 |
7 ,7 |
3 ,2 |
30 |
2 6,9 |
16,5 |
18 |
8 ,6 |
3 ,8 |
32 |
3 4 ,4 |
2 2,5 |
20 |
9 ,6 |
4 ,5 |
34 |
4 4 ,5 |
3 1 ,0 |
22 |
11,1 |
5,5 |
36 |
5 9 ,6 |
4 4 ,4 |
Требуемое число анкеров находится по формуле
N |
|
= z |
|
£ |
|
(2.47) |
|
анк |
анк |
— —. |
' |
||||
|
|
ç |
* |
' |
|||
^ анк
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1.Справочник по проектированию магистральных трубопро водов / А. К. Дерцакян, М. Н. Шпотаковский, Б. Г. Волков и др. —Л.: Недра. Ленингр. отделение, 1977. —519 с.
2.Бородавкин П. П., Березин В. Л., Рудерман С. Ю. Выбор оптимальных трасс магистральных трубопроводов. —М.: Нед ра, 1974. - 240 с.
3.Бабин Л. А., Григоренко П. Н., Ярыгин Е. Н. Типовые рас четы при сооружении трубопроводов. — М.: Недра, 1995. — 246 с.
3. ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТРАНСПОРТ НЕФТИ
3.1. Классификация товарных нефтей
Различают нефти сырые и товарные. Под сырой нефтью по нимается природная ископаемая смесь углеводородов, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механи ческие примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топ лива, мазута и т. п.), смазочных масел, битума и кокса. Ины ми словами, сырая нефть —это жидкость, извлекаемая из сква жин на промыслах и не прошедшая промысловую подготовку. Товарной называется нефть, подготовленная к поставке потре бителю в соответствии с требованиями действующих норма тивных и технических документов, принятых в установленном порядке.
Согласно ГОСТ Р 51858—2002 «Нефть. Общие технические условия» товарные нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды.
Класс товарной нефти устанавливается в зависимости от содер жания в ней серы. Всего классов четыре: 1 -й класс —малосернистая (при массовой доле серы 0,60 % и менее); 2-й класс —сернистая (серы от 0,61 до 1,80 % включительно); 3-й класс —высокосернис тая (серы от 1,81 до 3,50 % включительно); 4-й класс —особо вы сокосернистая (серы свыше 3,50 %).
Тип товарной нефти для российских потребителей устанавли вают по ее плотности, а если нефть идет на экспорт, то допол нительно учитываются выход фракций и содержание парафина. Типов нефти пять: 0 —особо легкая; 1 —легкая; 2 —средняя; 3 — тяжелая; 4 —битуминозная (табл. 3.1). Нетрудно видеть, что с уве личением номера типа плотность нефти при 20 °С возрастает, а выход фракций при 200, 300 и 350 °С уменьшается.
Тип нефти, предназначенной для экспорта, устанавливается по худшему показателю. Так, если по плотности нефть относит ся к первому типу, а по выходу фракций ко второму, то ее счи тают нефтью 2-го типа. Массовое содержание парафина в экс портной нефти не должно превышать 2 %.