Контрольная работа по предмету Нефтегазовые технологии на тему: Проектирование и сооружение магистральных трубопроводов. Вариант 7

ЛАБОРАТОРНАЯ работа №1
Расчет толщины стенки трубопроводов
Теоретические основы
Расчетную толщину стенки трубопровода δ, мм, следует определять по формуле
(1)
При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия
(2)
где n - коэффициент надежности по нагруз¬ке - внутреннему рабочему давле¬нию в трубопроводе, принимаемый по прил. 35; p – рабочее давление, МПа; Dн - наружный диаметр трубы, мм; R1 – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; ψ1 - коэффициент, учитывающий двух¬осное напряженное состояние труб
(3)
где нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимается равным минимальному значению временного сопротивления σвр (предела прочности) по прил. 40, МПа; m – коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по прил. 34; k1 , kн – коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода, принимаемые по прил. 39, 37.
, (4)
где σпр.N - продольное осевое сжимающее нап¬ряжение, МПа.
, (5)
где α, Е, μ – физические характеристики стали, принимаемые по прил. 38; Δt – температурный перепад, 0С, Δt= tэ – tф ; Dвн – диаметр внутренний, мм, с толщиной стенки δн, принятой в первом приближении, Dвн = Dн –2 δн.
Толщину стенки труб следует принимать не менее 1/140 Dн, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм - для труб условным диаметром свыше 200 мм.
Увеличение толщины стенки при наличии продоль¬ных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной по первой формуле, должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и темпера¬туру транспортируемого продукта.
Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значе¬ния, предусмотренного государственными стандар¬тами или техническими условиями.
Задача. Определить толщину стенки трубы участка магистрального нефтепровода с наружным диаметром Dн. Исходные данные для расчета: категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – tф, коэффициент надежности по материалу трубы – k1. Исходные данные в табл. 1
Таблица 1
Исходные данные к задаче № вар. Dн, мм Категория участка , кг/м3 tф ,0С tэ, 0С р,МПа Марка
стали k1 1 530 В 850 -33 4 5,0 13Г1С-У 1,4 2 620 I 840 -35 10 6,8 17Г1С 1,34 3 720 II 750 -40 16 6,9 13Г2АФ 1,47 4 820 III 770 -39 14 7,3 13Г1С-У 1,4 5 1020 IV 780 -38 8 4,3 09ГБЮ 1,34 6 1220 IV 870 -37 12 4,5 12Г2СБ 1,47 7 530 I 840 -36 6 5,8 09Г2ФБ 1,4 8 820 II 830 -34 18 6,5 13Г1СБ-У 1,34 9 1020 III 890 -32 20 4,3 10Г2ФБ 1,47 10 1220 IV 810 -31 22 5,3 10Г2ФБЮ 1,4 11 530 IV 850 -37 4 4,5 13Г1С-У 1,4 12 620 IV 840 -36 10 5,8 17Г1С 1,34 13 720 I 750 -34 16 6,5 13Г2АФ 1.47 14 820 II 770 -32 14 4,3 13Г1С-У 1,4 15 1020 III 780 -31 8 5,3 09ГБЮ 1,34 16 1220 IV 870 -33 12 5,0 12Г2СБ 1,47 17 530 III 840 -35 6 6,8 09Г2ФБ 1,4 18 820 IV 830 -40 18 6,9 13Г1СБ-У 1,34 19 1020 IV 890 -39 20 7,3 10Г2ФБ 1,47 20 1220 I 810 -38 22 4,3 10Г2ФБЮ 1,4 21 720 IV 780 -39 4 5,3 12Г2СБ 1,47 22 820 IV 870 -38 10 4,5 09Г2ФБ 1,4 23 1020 I 840 -37 16 5,8 13Г1СБ-У 1,34 24 1220 II 830 -36 14 6,5 10Г2ФБ 1,47 25 530 III 890 -34 8 4,3 10Г2ФБЮ 1,4
ЛАБОРАТОРНАЯ работа №2
Проверка продольной устойчивости подземного трубопровода
Теоретические основы
Проверку на прочность подземных и назем¬ных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия
(6)
где σпр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое по формуле (5), но для принятой толщины стенки; ψ2 - коэффициент, учитывающий двух¬осное напряженное состояние ме¬талла труб, при растягивающих осе¬вых продольных напряжениях (σпр.N ≥ 0), принимаемый равным единице, при сжимающих (σпр.N < 0) определяемый по формуле
(7)
σкц - кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле
(8)
δ – принятая толщина стенки трубы, мм.
Для предотвращения недопустимых пласти¬ческих деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям
а) (9)
б)
где =т (предел текучести стали), МПа; - максимальные (фибровые) суммар¬ные продольные напряжения в трубо¬проводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые по формуле
(10)
где R - минимальный радиус упругого из¬гиба оси трубопровода, м; - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле
(11)
ψ3 - коэффициент, учитывающий двух¬осное напряженное состояние ме¬талла труб; при растягивающих про¬дольных напряжениях ( ≥ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих ( ≤ 0) - определяемый по формуле
(12)
Задача 2. Проверить на прочность, на недопустимость пластических деформаций участок магистрального газопровода с наружным диаметром Dн и толщиной стенки - . Исходные данные для расчета: категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – tф, коэффициент надежности по материалу трубы – k1. Радиус упругого изгиба R=1000 Dн. Исходные данные в табл. 13.1.

ЛАБОРАТОРНАЯ работа №3
Расчет катодной защиты
Мощность СКЗ определяется
(3.1)
где Iдр – ток СКЗ в точке дренажа, а;  - напряжение на зажимах источника постоянного тока, В.
Общее число СКЗ
(3.2)
где Lобщ – общая длина трубопровода, км; L – расчетная длина защищаемого участка трубопровода, км.
Расчетную длину защищаемого участка трубопровода можно определить по формуле
. (3.3)
Вышеприведенные потенциалы связаны между собой выражением
(3.4)
Величины потенциалов при защите подземных металлических сооружений от коррозии измеряют по отношению к медно-сульфатному электроду сравнения (МЭС).
Многочисленными сравнениями установлено, что величина естественного потенциала подземных металлических сооружений колеблется в интервале от – 0,23 до – 0,72 В, причем практический диапазон изменения Еест составляет от – 0,45 до – 0,60 В. Поэтому, если не имеется точных данных о величине естественного потенциала стали в данном грунте, принято считать Еест = - 0,55 В (по МЭС).
Отсюда, пользуясь формулой (3.4), легко получить предельные значения наложенного потенциала для стального изолированного трубопровода:
Emax = -1,1 - (- 0,55) = -0,55 В, Emin = - 0,85 - (- 0,55) = - 0,30 В,
где кв - коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ
(3.5)
где  - постоянная распространения тока вдоль трубопровода
, (3.6)
где RТ – продольное сопротивление трубопровода вычисляют по формуле
, (3.7)
где Т – удельное электросопротивление трубной стали, Т  0,245 Оммм2/м; D,  - наружный диаметр трубопровода и толщина стенки; Rиз – сопротивление единицы длины изоляции
, (3.8)
где Rиз(нс) – сопротивление изоляционного покрытия.
 - коэффициент работы анодного заземления определяется по формуле
, (3.9)
где Г – удельное электросопротивление грунта
,
где ri - удельное электросопротивление грунта на участке длиной Li; - доля участка длиной Li в обшей протяженности трубопровода L.
Рассмотрим принципиальную электрическую схему катодной защиты (рис. 3.3). Как следует из этой схемы, для наиболее простого случая катодной защиты общее сопротивление цепи можно представить как ряд последовательно соединенных отдельных сопротивлений: R1 и R5 - сопротивления соединительных проводов; R2 - сопротивление растеканию тока с анодного заземления в окружающую почву; R3 - сопротивление почвы между анодным заземлением и защищаемым сооружением; R4 - общее сопротивление тока на пути «почва - металл защищаемого сооружения - точка дренажа».



Рис. 1. Электрическая схема катодной защиты для расчета мощности СКЗ
Если пренебречь относительно малой величиной сопротивления К3 (из-за большого сечения почвенного проводника), то общее сопротивление цепи катодной защиты
(3.11)
где Ra = R2 сопротивление растеканию тока с анодного заземления; Rпр = R1 + R5 - сопротивление соединительных проводов; Rк = R4 - сопротивление собственно защиты.
Таким образом,
(3.12)
где

Силу тока в точке дренажа определяют по формуле
(3.13)
где Zвх – входное сопротивление трубопровода, Ом;
(14.14)
где  - удельное электрическое сопротивление грунта, Омм; у – расстояние от трубопровода до анодного заземления, м, у = 50 … 500 м;
Сопротивление растеканию тока одиночного вертикального электрода в коксовой засыпке (при lа << 4h: da << 2la)
, (3.15)
где d, da, la – соответственно диаметр электрода, диаметр и длина засыпки (табл. 14.4); h – расстояние от поверхности земли до середины электрода; a – удельное сопротивление засыпки Омм; a = 0,2 Омм.
Таблица 3.1.
Техническая характеристика комплектных анодных заземлителей Тип Материал электрода Размеры, мм Масса, кг Эл. хим. эквивалент кг/А∙год электрод общие электр. общая диаметр длина диаметр длина АК-1 сталь 50 1400 185 1420 21 60 1,0 АК-3 железокрем. 40 1400 185 1420 12 53 0,12 АК-1 Г 68 1400 225 1700 41 90 0,12 АК-2Г 40 1400 150 1700 12 60 0,12 ЗЖК-12-КА 30 1400 185 1425 80 40 0,12 ЗЖК-41п- КА 68 1400 240 1700 41 100 0,12 АКЦ сталь 50 1700 150 - 26 - 1,0
Оптимальное число электродов анодного заземления
(3.16)
где Сэ – стоимость электроэнергии, руб/кВт; u – коэффициент использования электрода; u = 0,95;  - время работы СКЗ в году; ( + ) – норма амортизированных отчислений; Са – стоимость установки одного электрода, руб.;  - КПД катодной установки;  = 0,7; в – коэффициент экранирования электродов при выбранном расстоянии между ними.
Таблица 3.2
Коэффициент экранирования вертикальных трубчатых заземлителей, размещенных в ряд (в) Число труб Отношение расстояния между трубами к длине трубы 2 0,84 - 0,87 0,9 - 0,92 0,93 - 0,95 3 0,76 - 0,8 0,85 - 0,88 0,9 - 0,92 5 0,67 - 0,72 0,79 - 083 0,85 - 0,88 10 0,56 - 0,62 0,72 - 0,77 0,79 - 0,83 15 0,51 - 0,56 0,66 - 0,73 0,76 - 0,80 20 0,41 - 0,5 0,65 - 0,7 0,74 - 0,79 50 0,38 - 0,43 0,56 - 0,63 0,68 - 0,74
Сопротивление растеканию тока с анодного заземления
(3.17)
Оптимальная плотность тока в дренажной линии
А/м2 (3.18)
где пр - удельное сопротивление металла проводов, принимаемое пр = 0,029 мм2/м; С1 – стоимость прокладки дренажной линии.
Оптимальное сечение дренажного провода
(3.19)
Сопротивление дренажной линии
(3.20)
Проводник стали
(3.21)
где пр - удельное сопротивление металла проводов, принимаемое пр = 0,02910-6 Омм; Sпр = 16 мм2; lпр = длина проводника.
Среднее значение потребляемой мощности СКЗ  = Iдр.
В зависимости от величины  подбирается соответствующая марка СКЗ.
На основании закона Фарадея срок анодного заземления (в годах), установленного в грунт, определяется по формуле
(3.22)
где G – общий вес рабочих электродов заземления, кг; и – коэффициент использования электродов; (и = 0,95); q – электрохимический эквивалент материала электродов, кг/А год.
ЛАБОРАТОРНАЯ работа №4
Расчет протекторной защиты с помощью групповых установок
При расчете групповой протекторной установки, кроме параметров, определяемых для одиночного протектора, вычисляют также переходное сопротивление групповой протекторной установки, силу тока группы, расстояние между групповой протекторной установкой и резервуаром.
Число протекторов в группе определяется методом последовательного приближения. Сначала рассчитывается приближенное число, которое затем уточняется
(3.23)
где Jr – сила тока, которую необходимо получить от групповой протекторной установки, А; Jп – сила тока одиночного протектора, А.
При защите днища резервуара одной протекторной установкой Jr = Jп. В общем случае
Jr = Jр/n,
где Jр – требующаяся сила тока защитного тока, а; n – число групповых протекторных установок.
Сопротивление растеканию силы тока групповой протекторной установки Rn2 равно
(3.24)
где в – коэффициент экранирования.
Сила тока групповой протекторной установки определяется зависимостью
(3.25)
Число протекторов в группе Nн
(3.26)
Если уточненное число протекторов в группе Nk отличается от первоначального определенного Nн более чем на 10%, то расчет Jr и Rn2 корректируется в соответствии с величиной.
При расчете защиты изолированных битумным покрытием днищ резервуаров групповыми установками важно определить расстояние между протекторами и днищем у для того, чтобы на участках днища, близко расположенных к протекторам, не возникло высоких отрицательных потенциалов, которые могут вызвать отслаивание изоляции вследствие разряда ионов водорода
. (3.27)
Таблица 3.3
Технико-экономические показатели резервуаровсо стационарной крышей Номинальный объем, м3 Полезная вместимость, м3 Максимальная высота взлива, м Высота стенки резервуара, м Диаметр, м Общая масса металлоконструк-ции, т Расход стали на
1м3 объема, кг Сметная стоимость, тыс. руб. Типовой
проект 100 99,7 5,68 6,96 4,73 5,44 51,8 5,51 704 – 1 - 49 200 206 5,68 5,96 6,63 7,94 38,5 6,69 704 – 1 - 50 300 336 7,0 7,45 7,58 10,58 31,5 7,60 704 – 1 – 51 400 426 7,0 7,45 8,53 12,36 29,0 8,25 704 – 1 - 52 700 764 10,0 10,43 8,94 17,75 23,2 10,05 704 – 1 - 53 1000 960 11,29 11,92 10,48 26,50 23,4 12,68 704 – 1 - 66 2000 2042 11,35 11,92 15,18 48,56 2,5 19,07 704 – 1 - 55 3000 3200 11,35 11,92 18,98 67,10 19,9 24,95 704 – 1 - 56 5000 4975 14,37 14,90 20,92 104,55 19,4 36,78 704 – 1 - 67 10000 11000 17,25 17,90 28,50 211,01 17,6 73,38 704 – 1 - 68 15000 15830 17,23 17,90 34,20 297,04 17,2 104,98 704 – 1 - 69 20000 21540 17,23 17,90 39,90 398,70 17,1 140,08 704 – 1 - 70 30000 28100 17,23 17,90 45,60 521,30 16,6 184,88 704 – 1 - 71
Рис. 2. Зависимость коэффициента экранирования вертикальных электродов от их числа при различных отношениях.
а – без засыпки; б – в коксовой засыпке

Рис. 3. Зависимость коэффициента экранирования стальных электродов от их числа при различных отношениях. а – горизонтальные электроды без засыпки; б – вертикальные электроды из уголка в коксовой засыпке
Задача. Определить мощность и число СКЗ магистрального трубопровода диаметром D мм, с толщиной стенки  мм, протяженностью км. Трубопровод проложен на местности с удельным электросопротивлением гр Омм. Анодное заземление проектируется выполнить из вертикальных упакованных электродов марки: дренажную линию - воздушной с подвеской из алюминиевого провода или уложенного в траншею (см. вариант – табл. 14.9).
Начальное переходное сопротивление «трубопровод-грунт» Rпн, Омм2. Средняя стоимость электроэнергии Сэ, руб/кВтчас.
Таблица 3.4.
Исходные данные к задаче 3 Вар. D, мм , мм Zобщ, км гр, Омм Марка электрода Тип
дренажной
линии Rпн,
Омм2 Сэ, руб/кВт час 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 720 10 800 10 АК-1 воздушн. 104 0,007 2 820 10 900 20 АК-3 … 9000 0,01 3 1020 10 1000 30 АК-1 … 8000 0,02 1 2 3 4 5 6 7 8 9 4 1220 11 1200 40 АК-3 … 7000 0,03 5 720 9 1300 10 ЗЖК-12КА … 6000 0,04 6 820 11 1400 5 … … 5000 0,01 7 1020 11 1500 10 АКЦ АСБ-1
в траншее 104 0,02 8 1220 12 1600 15 АК-1 … 9000 0,03 9 720 8 1700 20 АК-3 … 8000 0,04 10 820 9 1800 25 АК-1 … 7000 0,007 11 1020 9 2000 30 АК-3 … 6000 0,01 12 530 6 1000 5 ЗЖК-12КА … 5000 0,02 13 820 9 900 6 … воздушн. 104 0,03 14 1220 13 800 7 АКЦ … 9000 0,04 15 530 5 1220 8 АК-1 … 8000 0,007 16 720 7 1100 9 АК-3 … 7000 0,01 17 820 7 1300 10 ЗЖК-12КА … 6000 0,02 18 530 7 1400 15 АК-1 АСБ-1 в траншее 5000 0,03 19 1020 12 1500 20 АК-3 … 104 0,04 20 1020 15 1600 25 ЗЖК-12КА … 4000 0,02


Расчет на продольную устойчивость
Условие выполнения продольной устойчивости
, (4.1.)
где S - сжимающее продольное усилие в трубопроводе, Н
, (4.2.)
F – площадь поперечного сечения трубы, см2
, (4.3.)
Nкр - критическая продольная сила, при которой наступает потеря про¬дольной устойчивости трубопровода, Н
, (4.4.)
l0 - приведенная длина балочного перехода, м
, (4.5.)
J - осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4 ;
.
Расчет на прочность
Условие прочности записывается в виде
, (5.1)
где R1 - расчетное сопротивление материала трубы, МПа (см. пример 13.1), σпр.N - суммарные продольные напряжения, МПа
, (5.2.)
Мизг - максимальный изгибающий момент в пролете, Нм, определяется по формуле
, (5.3.)
F - площадь сечения трубы, м2, f - суммарный прогиб трубопровода между опорами, м
, (5.4.)
fэ - прогиб от действия поперечных нагрузок, м, определяется по формуле
. (5.5.)
ЛАБОРАТОРНАЯ работа №5
Расчет надземного перехода трубопровода на прочность и продольную устойчивость
Определить допустимое расстояние между опорами надземного балочного перехода газопровода, произвести расчет данного участка на прочность и продольную устойчивость. Исходные данные для расчета: наружный диаметр трубы Dн = 1220 мм, толщина стенки  = 11 мм, категория участка - III, внутреннее давление – р =5,5 МПа, марка стали – 17Г1С-У, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ = 8 0С, температура фиксации расчетной схемы трубопровода tф = -20 0С, коэффициент надежности по материалу трубы k1 = 1,4. Переход - двухпролетный.
Решение
Расчет допускаемого пролета.
Вес продукта
(Н/м).
Суммарный вес трубы и продукта
= (Н/м).
Осевой момент сопротивления поперечного сечения трубы
(м3).
Допускаемый пролет
(м).
Кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления
(МПа).
Расчетное сопротивление материала трубы, R2, МПа (см. пример 13.3).
Выполним проверку на продольную устойчивость.
Площадь поперечного сечения трубы
(см2) = 0,04176 (м2).
Сжимающее продольное усилие в трубопроводе

Осевой момент инерции поперечного сечения трубы

Критическая продольная сила
(кН);
(кН).
7803 < 8607 → условие продольной устойчивости выполняется
прогиб от действия поперечных нагрузок
(м).
Суммарный прогиб трубопровода между опорами
(м).
Максимальный изгибающий момент в пролете
(кН·м).
Суммарные продольные напряжения
(МПа).
R1 = 360 МПа (см. пример 13.1).
673,8 > 360 → условие прочности не выполняется. Чтобы условие выполнялось необходимо либо уменьшить lдоп и повторить расчет, либо выбрать марку стали с большим пределом прочности.
Задача. Определить допустимое расстояние между опорами надземного перехода балочного газопровода, произвести расчет данного участка на прочность и продольную устойчивость. Исходные данные для расчета: наружный диаметр трубы - Dн, толщина стенки - , категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – tф, коэффициент надежности по материалу трубы – k1. Переход - однопролетный. Исходные данные в табл. 1
ЛАБОРАТОРНАЯ работа №6
Расчет минимального радиуса упругого изгиба подземных трубопроводов
Теоретические основы

Общим условием всех схем изоляционно-укладочных работ является перемещение трубопровода, находящегося на бровке траншеи, с помощью трубоукладчика на дно траншеи.


Рис. 13.1. Расчетная схема трубопровода при изоляционно-укладочных работах: а) симметричная б) несимметричная

При этом трубопровод изгибается как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскости. Напряженно-деформированное состояние труб должно быть таким, чтобы в них имели место только упругие деформации. Для предупреждения изломов трубопровода кранами, между трубами или их группами необходимо соблюдать определенное расстояние. По условиям строительства расчетная схема при изоляционно-укладочных работах может быть симметричной (подъем и перемещение трубопровода на одном горизонтальном уровне), и не симметричной - на разных уровнях (рис. 13.1).
Весь приподнятый над землей трубопровод можно рассматривать как многопролетную неразрезанную балку, в которой имеются две крайние зоны и одна средняя, заключенная между креплениями трубоукладчика.
Как показывают примеры расчетов, наиболее напряженным является первый пролет длиной l:
; (6.1.)
h - высота подъема трубопровода при укладке, м;
Расстояния между трубоукладчиками l1, l2 определяются по следующим формулам:
(6.2.)
где h- высота (max) подъема трубопровода при укладке, м; Е – модуль упругости материала трубы (прил. 38), Па; J – осевой момент инерции поперечного сечения трубы, м4;
(6.3.)
qтр- нагрузка от веса трубы, Н/м;
(6.4.)
коэффициенты α, β - находятся по номограмме (рис. 13.2) в зависимости от значений а и b, n - коэффициент надежности по нагруз¬ке от веса трубы, (прил. 35); γст - объемный вес стали, Н/м3 (для стали γст = 78500 Н/м3);
, (6.5.)
где hоч, hиз - высота, на которой работают, соответственно, очистная и изоляционная машины, м.
По номограмме (рис. 13.2) выбирается два ряда значений α, β, в дальнейшем расчет ведется для двух вариантов, затем выбирается оптимальный, при котором усилия на крюках трубоукладчика будут минимальными.
Эти усилия определяются по формулам:
;
; (6.6)
;
где K1 , K2 , K3 – усилия на крюках трубоукладчика, Н; Qоч , Qиз – вес, соответственно, очистной и изоляционной машины, Н.

Рис. 4. Номограмма для определения рациональной расстановки групп трубоукладчиков в изоляционно-укладочной колонне

В процессе проведения изоляционно-укладочных работ каждое сечение трубопровода испытывает при его подъеме значительное напряжение изгиба.
Напряжения от изгиба (Па) в наиболее опасном сечении трубы определяются в зависимости от физико-механических свойств стали и высоты подъема трубы h и рассчитывается по формуле:
(6.7.)
Если σ ≤ R2, то в процессе изоляционно-укладочных работ напряженно-деформированное состояние трубы не вызовет опасений, т.е. не произойдет изломов трубы.
Расчетное сопротивление материала трубы, МПа:
, (6.8)
где нормативное сопротивление материала трубы, , МПа; m - коэффициент условий работы трубопровода (прил. 34); Кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода (прил. 37); К2 - коэффициент, зависящий от прочностных характеристик стали (прил. 36).
Задача. Рассчитать расстояние между трубоукладчиками и усилия на крюки трубоукладчика, если при изоляционно-укладочных работах используются три трубоукладчика, расчетная схема принята симметричная. Определить напряженное состояние трубопровода при укладке. Исходные данные: наружный диаметр трубы – Dн, толщина стенки - , марка стали, высота (max) подъема трубопровода при укладке – h, высота, на которой работают, соответственно, очистная и изоляционная машины - hоч , hиз , вес, соответственно, очистной и изоляционной машины - Qоч , Qиз
Таблица 6.1
Исходные данные к задаче № вар. Dн,
мм ,
мм h,
м hоч,
м hиз,
м Qоч,
тс Qиз,
тс 1 530 6 1,9 1,0 1,9 3,8 3,1 2 620 7 1,8 0,9 1,8 3,9 3,2 3 720 8 1,9 1,0 1,9 4,0 3,0 4 820 9 1,2 1,0 1,6 4,2 2,3 5 1020 10 2,1 1,0 2,2 4,4 2,4 6 1220 12 2.1 1,0 1,6 4,5 2,5 7 530 7 1,7 1,0 1,7 3,8 3,1 8 820 8 2,1 1,0 1,9 4,1 2,6 9 1020 9 2,1 1,0 2.0 3,9 2,2 10 1220 11 2,1 1,0 1,9 4,4 2,4 11 530 6 1,8 1,0 1,8 3,6 3,2 12 620 8 1,7 0,9 1,7 4,0 3,1 13 720 8 2,1 1,0 1,6 4,5 2,5 14 820 10 2,2 1,1 2,1 4,2 2,3 15 1020 15 1,9 1,0 1,9 4,6 2,7 16 1220 18 1,9 1,0 1,8 4,5 2,5 17 530 7 1,8 1,0 1,7 3,7 3,0 18 820 8 2,0 1,1 2,0 3,5 3,5 19 1020 9 1,9 1,0 1,9 4,6 2,7 20 1220 14 2,0 1,1 1,9 4,5 2,5 21 720 10 1,9 1,0 1,8 4,0 3,0 22 820 7 2,1 1,2 2,1 4,1 2,6 23 1020 16 2,2 1,1 2,0 4,5 2,5 24 1220 18 1,9 1,0 1,8 4,5 2,5 25 530 10 1,75 0,9 1,6 3,8 3,1 26 1420 18 1,9 1,2 1,8 4,5 2,5 27 820 9 2,0 1,2 1,8 3,5 3,5 28 720 7 2,1 1,0 1,9 4,5 2,5 29 1420 17 2,1 1,0 1,9 4,5 2,5 30 820 9 2,1 1,1 2,0 4,1 2,6 31 820 10 1,8 1,0 1,7 4,5 2,5 32 1020 14 2,1 1,0 1,9 3,9 2,2 33 1420 18 1,8 1,0 1,8 4,5 2,5 34 720 9 2,0 0,8 1,7 4,5 2,5
ЛАБОРАТОРНАЯ работа №7.
Определение диаметра основного шпурового заряда при сооружении траншей и каналов на болотах взрывным способом

Качество работы газонефтяных сепараторов первой ступени определяется в основном условиями работы осадительной и каплеуловительной секции. При этом эффективность сепарации газа оценивается удельным количеством капельной жидкости (нефти), уносимой потоком газа из сепаратора и характеризуемой коэффициентом уноса жидкости:
Кж = Gж/Gг , (7.1)
где Gж – объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, м3/сут; Gг - объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/сут.
При этом все объемные расходы газа и жидкости приведены к давлению и температуре в сепараторе. Принимается также, что в сепараторе газообразная и жидкая фазы находятся в термодинамическом равновесии.
Рекомендуется при расчетах и проектировании газонефтяных сепараторов принимать
Кж ≤ 10-8. (7.2)
Технико-экономическое совершенство газонефтяных сепараторов определяется его пропускной способностью и металлоемкостью. Максимально допустимую скорость (м/с) газового потока в гравитационных сепараторах при давлении сепарации рекомендуется определять по формуле
(7.3)
где p – давление в сепараторе, МПа.
В вертикальных сепараторах допустимые скорости потока газа относятся к полному поперечному сечению сепаратора, а в горизонтальных – к поперечному сечению аппарата, не занятому жидкостью. Таким образом, объемная пропускная способность сепаратора по газу, приведенная к нормальным условиям, будет определяться следующим образом:
(7.4)
где F – площадь поперечного сечения потока газа в сепараторе; p – давление в сепараторе, Мпа; Т – температура в сепараторе, К; z – коэффициент сжимаемости реального газа; р0 , Т0 – нормальные давление и температура (р0 =0,1013 Мпа, Т0=273К).
В первом приближении, подставляя в эту формулу скорость и пренебрегая различием объемов реального и идеального газов при давлениях первой ступени сепарации нефти на промыслах до 0,6 МПА, получают (м3/с)
(7.5)
Можно пользоваться формулой выражая Qгп в м3/сут,
(7.6)
Для обеспечения пропускной способности газонефтяного сепаратора по газу пропускная способность его по жидкости (м3/сут) должна быть не менее
(7.7)
где G(p) – отношение объема газа, выделившегося из нефти при давлении и температуре в сепараторе, к объему нефти (объем газа приведен к нормальным условиям); В – обводненность добываемой продукции.
Для заданных размеров газонефтяного сепаратора доля сечения, занятая потоком газа, должна удовлетворять неравенству
(7.8)
где fг – доля поперечного сечения сепаратора, занятая газовым потоком; D – диаметр газонефтяного сепаратора, м; Qж – объемный расход жидкости, проходящий через сепаратор, м3/сут.
Задача. На дожимной насосной станции (ДНС) в сепараторе первой ступени поддерживают давление 0,6 Мпа. Длина сборного коллектора, идущего от «Спутника» до ДНС, L= 10 км и (внутренний) диаметр его D= 0,3 м. Сборный коллектор горизонтален. Объем перекачиваемой нефти G= 3800 т/сут, ее плотность ρ=0,8 т/м3, кинематическая вязкость v=100 мм2/с. Определить необходимый начальный напор Hн или начальное давление pн..
ЛАБОРАТОРНАЯ работа №8,9
Расчет отрицательной плавучести («труба в трубе»).
Определить допустимое расстояние между опорами надземного балочного перехода газопровода, произвести расчет данного участка на прочность и продольную устойчивость. Исходные данные для расчета: наружный диаметр трубы Dн = 1220 мм, толщина стенки  = 11 мм, категория участка - III, внутреннее давление – р =5,5 МПа, марка стали – 17Г1С-У, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ = 8 0С, температура фиксации расчетной схемы трубопровода tф = -20 0С, коэффициент надежности по материалу трубы k1 = 1,4. Переход - двухпролетный.
Решение
Расчет допускаемого пролета.
Вес продукта
(Н/м).
Суммарный вес трубы и продукта
= (Н/м).
Осевой момент сопротивления поперечного сечения трубы
(м3).
Допускаемый пролет
(м).
Кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления
(МПа).
Расчетное сопротивление материала трубы, R2, МПа (см. пример 13.3).
Выполним проверку на продольную устойчивость.
Площадь поперечного сечения трубы
(см2) = 0,04176 (м2).
Сжимающее продольное усилие в трубопроводе

Осевой момент инерции поперечного сечения трубы

Критическая продольная сила
(кН);
(кН).
7803 < 8607 → условие продольной устойчивости выполняется
прогиб от действия поперечных нагрузок
(м).
Суммарный прогиб трубопровода между опорами
(м).
Максимальный изгибающий момент в пролете
(кН·м).
Суммарные продольные напряжения
(МПа).
R1 = 360 МПа (см. пример 13.1).
673,8 > 360 → условие прочности не выполняется. Чтобы условие выполнялось необходимо либо уменьшить lдоп и повторить расчет, либо выбрать марку стали с большим пределом прочности.
Задача. Определить допустимое расстояние между опорами надземного перехода балочного газопровода, произвести расчет данного участка на прочность и продольную устойчивость. Исходные данные для расчета: наружный диаметр трубы - Dн, толщина стенки - , категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – tф, коэффициент надежности по материалу трубы – k1. Переход - однопролетный. Исходные данные в табл. 1
ЛАБОРАТОРНАЯ работа №10,11
Сравнительная оценка надежности различных конструктивных вариантов подводных переходов

Проверку на прочность подземных и назем¬ных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия
(6)
где σпр.N - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий, МПа, определяемое по формуле (5), но для принятой толщины стенки; ψ2 - коэффициент, учитывающий двух¬осное напряженное состояние ме¬талла труб, при растягивающих осе¬вых продольных напряжениях (σпр.N ≥ 0), принимаемый равным единице, при сжимающих (σпр.N < 0) определяемый по формуле
(7)
σкц - кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле
(8)
δ – принятая толщина стенки трубы, мм.
Для предотвращения недопустимых пласти¬ческих деформаций подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям
а) (9)
б)
где =т (предел текучести стали), МПа; - максимальные (фибровые) суммар¬ные продольные напряжения в трубо¬проводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые по формуле
(10)
где R - минимальный радиус упругого из¬гиба оси трубопровода, м; - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле
(11)
ψ3 - коэффициент, учитывающий двух¬осное напряженное состояние ме¬талла труб; при растягивающих про¬дольных напряжениях ( ≥ 0) принимаемый равным единице, при сжимающих ( ≤ 0) - определяемый по формуле
(12)
Задача 2. Проверить на прочность, на недопустимость пластических деформаций участок магистрального газопровода с наружным диаметром Dн и толщиной стенки - . Исходные данные для расчета: категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – tэ, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – tф, коэффициент надежности по материалу трубы – k1. Радиус упругого изгиба R=1000 Dн. Исходные данные в табл. 13.1