Расчет трубопровода на устойчивость против всплытия (методические указания к выполнению домашнего задания)

Страницы работы

27 страниц (Word-файл)

Посмотреть все страницы

Скачать файл

Фрагмент текста работы

Методические указания к выполнению домашнего задания

Расчет трубопровода на устойчивость против всплытия

Исходные данные:

№ варианта – по номеру в зачетке.

Таблица 1

№ варианта	Продукт перекач-ки	Рабочее давление Р, МПа	Наруж-ный диаметр D_н, мм	Номинальная толщина стенки δ_н, мм	Характеристики материала труб			Коэф.-т надеж-ности по материа-лу К₁
№ варианта	Продукт перекач-ки	Рабочее давление Р, МПа	Наруж-ный диаметр D_н, мм	Номинальная толщина стенки δ_н, мм	марка стали	времен-ное сопро-тивлен. R^н₁=σ_вр, МПа	предел текуче-сти R^н₂=σ_т, МПа	Коэф.-т надеж-ности по материа-лу К₁
1	2	3	4	5	6	7	8	9
01	пр.газ	7,5	1220	10;11;12;13;14;15;16	08ГБЮ	510	350	1,4
02	пр.газ	7,0	1220	10;11;12;13;14;15;16	09ГБЮ	550	380	1,4
03	нефть	5,6	1220	10;11;12;13;14;15;16	12ГСБ	510	350	1,4
04	нефть	6,4	1220	10;11;12;13;14;15;16	12ГСБ	550	380	1,4
05	пр.газ	7,5	1020	11,4;12,5;12,9;15,5;16	13Г1С-У	540	390	1,47
06	нефть	6,3	1020	11;11,5;12	17Г1С	510	363	1,4
07	нефть	6,0	1020	9,5;10;10,5	17Г1С	510	363	1,4
08	нефть	5,5	1020	8;8,5;9	К60	588	441	1,4
09	пр.газ	7,5	820	8;9;10;11;12	13Г2АФ	530	363	1,47
10	нефть	5,4	820	8,5;9,2;10,6;11,4	17ГС	510	353	1,47
11	нефть	5,3	820	9;10;11;12;13;14	12ГСБ	510	350	1,4
12	пр.газ	7,5	1420	15,7;16,8;18,7	10Г2ФБ	588	441	1,34
13	пр.газ	7,5	720	7,3;8,7;10,8;12;14;16;20	К60	589	461	1,34
14	нефть	6,2	720	8;9;10;11;12;13;14	08ГБЮ	510	350	1,4
15	нефть	6,1	720	7,5;8,1;9,3;10;11;12	17ГС	510	353	1,47
16	пр.газ	7,5	630	8;9;10;11;12	12Г2С	490	343	1,4
17	пр.газ	7,5	530	8;9;10	13ГС	510	353	1,34
18	пр.газ	7,0	530	7;7,5;8;9;10	17ГС	510	353	1,47
19	нефть	6,1	530	7,1;8,8;10;12;14;16	17Г1С-У	529	392	1,34
20	нефть	6,0	530	7;8;9;10;11;12;13;14	08ГБЮ	510	350	1,4
21	нефть	5,9	530	7;8;9;10;11;12;13;14	12ГСБ	550	380	1,4
22	пр.газ	7,5	1420	15,7;16,8;18,7	09Г2ФБ	549,2	421,7	1,34
23	нефть	5,9	720	8;9;10	13Г2АФ	530	363	1,47
24	нефть	5,8	1020	9,5;10;10,5;11,1	13ГС	510	363	1,47
25	нефть	5,7	1020	9,5;10;10,5;11,1	13ГС	539	402	1,47
26	пр.газ	7,5	1020	9,6;10;11;11,4;12;14; 14,2;14,9	17Г1С-У	510	363	1,4
27	пр.газ	7,0	1020	9,2;9,7;11;11,5;12;13,7;14,3	17Г1С-У	530	363	1,4
28	пр.газ	7,5	1220	10,5;12;12,5	17Г1С	588,7	412	1,4
29	пр.газ	7,4	1020	9;10;10,5;11;12	17Г1С	588,7	412	1,4
30	нефть	5,0	1020	10;11;12	17Г1С	510	336	1,4
31	пр.газ	7,5	820	8;9;10	17Г1С	588,7	412	1,4

Таблица 2

№ варианта	Категория участка трубопровода	Плотность перекачиваемого продукта ρ, кг/м³	Длина участка балластировки L, м	Температур-ный перепад Δt, ^оС
01	ΙΙΙ		300	±50
02	ΙΙ		310	±49
03	Ι	750	320	±48
04	В	760	330	±47
05	ΙΙΙ		340	±46
06	В	770	350	±45
07	ΙΙ	780	360	±44
08	Ι	790	370	±43
09	ΙΙΙ		380	±42
10	В	800	390	±41
11	Ι	810	400	±40
12	ΙΙ		410	±50
13	ΙΙΙ		420	±49
14	Ι	820	430	±48
15	В	830	440	±47
16	ΙΙ		450	±46
17	ΙΙ		460	±45
18	Ι		470	±44
19	ΙΙΙ	840	480	±43
20	В	850	490	±42
21	ΙΙ	860	500	±41
22	ΙΙΙ		510	±40
23	Ι	870	520	±50
24	В	880	530	±49
25	В	890	540	±48
26	ΙΙΙ		550	±47
27	Ι		560	±46
28	ΙΙ		570	±45
29	ΙΙ		580	±44
30	ΙΙΙ	900	590	±43
31	Ι		600	±42

Таблица 3

№ варианта	Угол пово-рота оси трубопро-вода в вертикаль-ной плос-кости β_В, град мин	Кривизна изгиба: вогнутая (вог) или выпуклая (вып) кривая	Плотность воды с учетом расств. в ней солей γ_В, кг/м³	Вес продукта учитыва-ется (да), не учиты-вается (нет)	Футеров-ка сплош-ная (да, нет)	Схема изоля-ции трубо-провода	Тип изоляционной ленты и обертки
1	2	3	4	5	6	7	8
01	8 01	вог	1050	нет	да	2+2	Поликен (Пк)
02	8 32	вып	1055	нет	да	2+2	Плайкофлекс (Пф)
03	9 03	вог	1060	нет	да	2+2	Тек-Рап (ТР)
04	9 33	вып	1065	нет	да	2+2	Нитто (Нт)
05	10 05	вог	1070	нет	да	2+2	Фуракава (Фа)
06	10 35	вып	1075	нет	да	2+2	Альтене (Ал)
07	11 07	вог	1080	нет	да	2+2	Пластизол (Пл)
08	11 38	вып	1085	нет	да	2+2	Пк
09	12 09	вог	1090	нет	да	2+2	Пф
10	12 40	вып	1095	нет	да	2+2	ТР
11	13 11	вог	1100	нет	да	2+2	Нт
12	13 42	вып	1105	нет	да	2+2	Фа
13	14 13	вог	1110	нет	да	2+2	Ал
14	14 44	вып	1115	нет	да	2+2	Пл
15	15 15	вог	1120	нет	да	2+2	Пк
16	15 46	вып	1125	нет	да	2+2	Пф
17	16 17	вог	1130	нет	да	2+2	ТР
18	16 48	вып	1135	нет	да	2+2	Нт
19	17 19	вог	1140	нет	да	2+2	Фа
20	17 49	вып	1145	нет	да	2+2	Ал
21	18 21	вог	1150	нет	да	2+2	Пл
22	18 52	вып	1050	нет	да	2+2	Пк
23	19 23	вог	1060	нет	да	2+2	Пф
24	19 54	вып	1070	нет	да	2+2	ТР
25	20 25	вог	1080	нет	да	2+2	Нт
26	20 56	вып	1090	нет	да	2+2	Фа
27	21 27	вог	1100	нет	да	2+2	Ал
28	21 58	вып	1110	нет	да	2+2	Пл
29	22 29	вог	1120	нет	да	2+2	Пк
30	23 00	вып	1130	нет	да	2+2	Пф
31	23 31	вог	1140	нет	да	2+2	ТР

Таблица 4

№ варианта	Поверхностная скорость течения V_ПОВ, м/с	Кинематическая вязкость воды ν_В, мм²/с
1	2,5	1
2	2,45	1,05
3	2,4	1,1
4	2,35	1,15
5	2,3	1,2
6	2,25	1,25
7	2,2	1,3
8	2,15	1,35
9	2,1	1,4
10	2,05	1,45
11	2	1,5
12	1,95	1,55
13	1,9	1,6
14	1,85	1,65
15	1,8	1,7
16	1,75	1,75
17	1,7	1,8
18	1,65	1,85
19	1,6	1,9
20	1,55	1,95
21	1,5	2
22	1,45	2,05
23	1,4	2,1
24	1,35	2,15
25	1,3	2,2
26	1,25	2,25
27	1,2	2,3
28	1,15	2,35
29	1,1	2,4
30	1,05	2,45
31	1	2,5

«РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДА ПРОТИВ ВСПЛЫТИЯ »

Расчет параметров балластировки начинают с определения номинальной (проектной) толщины стенки δ_нбалластируемого трубопровода для условий эксплуатации.

1. Расчет толщины стенки.

Предварительно (в первом приближении) расчетная толщина стенки δ трубопровода согласно п.8.22* СНиП 2.05.06-85* (далее просто СНиП) определяется по формуле:

, (1)

δ – расчетная толщина стенки трубопровода, м;

Р – внутреннее рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, значение которого устанавливается проектом (это наибольшее избыточное давление, как правило, на выходе из НПС или КС, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации трубопровода), Па;

D_H – наружный диаметр трубопровода, м;

n_P – коэффициент надежности от внутреннего рабочего давления в трубопроводе, принимаемый по табл.13 СНиП:

· 1,10 – для газопроводов;

· 1,15 – для нефте- и продуктопроводов (НП и НПП) D_у=700-1200 мм с промежуточными нефте- (для НП) и насосными (для НПП) перекачивающими станциями (НПС) без подключения емкостей (резервуаров) (т.е. осуществляющие перекачку по схеме «из насоса в насос»);

· 1,10 – для НП D_у=700-1200 мм без промежуточных НПС (одна головная НПС, собирающая нефть с промыслов) или с промежуточными НПС, работающих постоянно только с подключенной ёмкостью, а также для НП и НПП D_у менее 700 мм;

, (2)

- (3)

- расчетные (допустимые) сопротивления основного металла труб и сварных кольцевых соединений растяжению (сжатию) и изгибу соответственно по временному сопротивлению на разрыв σ_вр и по пределу текучести σ_т, Па;

R^H₁= σ_вр, R^H₂= σ_т= σ_0,2 – нормативные сопротивления металла труб и сварных соединений растяжению (сжатию) и изгибу, принимаемые равными минимальным значениям соответственно временного сопротивления образца из данной марки стали на разрыв и предела текучести (напряжение, которое соответствует остаточному относительному удлинению образца после разгрузки, равному 0,2%) по государственным стандартам (ГОСТам) и техническим условиям (ТУ) заводов-изготовителей на трубную сталь, Па.

Примечание. Нагрузки и воздействия, а также вызываемые ими усилия и напряжения, установленные нормативными документами на основании статического анализа, называются нормативными и обозначаются здесь и далее с индексом «н». Расчетные значения нагрузок и воздействий определяются умножением нормативных величин на коэффициент надежности по нагрузке n, учитывающий возможные отклонения их в неблагоприятную сторону;

m – коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл.1 СНиП:

Таблица 5

Категория участка трубопровода	В	Ι и ΙΙ	ΙΙΙ и ΙҮ
m	0,6	0,75	0,9

В соответствии с табл.3* СНиП по категории прокладываемого участка трубопровода необходимо определить назначение балластируемого участка, выбрать метод укладки (протаскиванием по дну обводненной траншеи либо погружением с поверхности воды, т.е. сплавом) и тип балластирующих пригрузов.

Таблица 6

Назначение балластируемых участков трубопроводов

Категория участков при подземной прокладке

газопроводов

НП и НПП

1. Переходы через водные преграды:

а) судоходные – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода D_у, мм:

1000 и более

менее 1000

б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более – в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода D_у, мм:

1000 и более

менее 1000

в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 – в русловой части, оросительные и деривационные каналы

г) горные потоки (реки)

д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода D_у, мм:

700 и более

менее 700

ΙΙ

2. Переходы через болота типа (по СНиП ΙΙΙ-42-80*):

а) Ι

б) ΙΙ

в) ΙΙΙ

ΙΙΙ

ΙΙ

ΙΙ, ΙΙΙ¹

ΙΙ

¹ΙΙ – для диаметра D_у 700мм и более, ΙΙΙ - для диаметра D_у до 700мм;

k₁ и k₂ – коэффициенты надежности по материалу:

· k₁ учитывает качество материала труб с учетом реальной технологии их изготовления, допусков на толщины стенок, степени контроля сварных соединений (приведен в исходных данных в соответствии с ТУ на трубы);

· k₂ учитывает способ изготовления трубы и ее прочностные характеристики:

- для бесшовных труб из малоуглеродистой стали (D_Н≤ 426мм

Информация о работе

ВУЗ:

Омский государственный технический университет (ОмГТУ)

Размер файла:

8 Mb

Скачали:

Скачать файл