Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов (стр. 3 из 7)
R1 и R2, МПа определяются по формулам:
; 
,где m - коэффициент условий работы трубопровода;
k1, k2-коэффициенты надежности по материалу;
kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода.
Коэффициент условий работы трубопровода принимаем равным m=0,75.
Коэффициенты надежности по материалу принимаем k1=1,34; k2=1,15.
Коэффициент надежности по назначению трубопровода выбираем равным kн=1,0
Вычисляем сопротивления материала труб растяжению и сжатию соответственно по формулам (2) и (3)
; 
 |
Определяем толщину стенки по формуле (1)
Принимаем предварительное значение толщины стенки δ=12 мм.
Внутренний диаметр трубопровода Dвн вычисляется по зависимости
 |
Продольное осевое напряжение от расчётных нагрузок и воздействий
σпр.N, МПа определяем по формуле
 |
где α – коэффициент линейного расширения, град-1,α=0,000012 град-1 ;
Е – модуль упругости материала трубы, МПа, Е=206000 МПа;
∆t – расчётный температурный перепад, ˚С, ∆t =55˚С;
 |
μпл –коэффициент поперечной деформации Пуассона пластической стадии
работы металла, μпл=0,3.
Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб Ψ1, определяется по формуле
.Подставляем значения в формулу (6) и вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб
Расчётная толщина стенки с учётом влияния осевых сжимающих напряжений определяется по зависимости
 |
Принимаем значение толщины стенки δ=12 мм.
Проверка трубопровода на прочность производится по условию
,где Ψ2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб.
Коэффициент Ψ2 определяем по формуле
где σкц – кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа.
Кольцевые напряжения σкц, МПа определяем по формуле
Подставляем полученный результат в формулу (9) и находим коэффициент
Определяем максимальное значение отрицательного температурного перепада ∆t_,˚С по формуле
 |
 |
Определяем максимальное значение положительного температурного перепада ∆t+, ˚С по формуле
 |
Рассчитываем условие прочности (8)
69,4<0,38·285,5
 |
69,4<108,49
Условие прочности
выполняется.Произведём проверку трубопровода на недопустимые пластические деформации.
 |
Определяем кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления σнкц, МПа по формуле
 |
Коэффициент Ψ3, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб определяем по формуле
Минимальный радиус изгиба оси трубопровода ρ, см определяем по зависимости
 |
где μупр – коэффициент упругости металла трубы, равный μупр=0,3.
 |
Подставляем значения в формулу (15) и рассчитываем минимальный радиус изгиба оси трубопровода
Минимально допустимый радиус упругого изгиба должен быть не менее ρ≥1200Dн. Принимаем для дальнейших расчётов минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода ρ=1500 м. [6]
 |
Положительное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий σнпр(+), МПа определяем по формуле
 |
 |
Отрицательное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий σнпр(-), МПа определяем по формуле
 |
Принимаем в расчёте большее по модулю значение из σнпр(+) и σнпр(-), т.е. σ = -133,6 МПа. Так как принятое значение напряжения меньше ноля, то уточнённое значение коэффициента Ψ3=0,485.
Проводим проверку трубопровода на недопустимые пластические деформации по условиям
 |
Подставив значения, получаем следующие зависимости на недопустимые пластические деформации
133,6<142,7
195,7<294,2
Условие проверки трубопровода на недопустимые пластические деформации выполняется.
1.2.3 Расчет длины скважины трубопровода
Ширина зеркала воды
; 
Ширина русла между береговыми кромками
; 
Высотные отметки:
Левого берега
Дна
Правого берега
Прогнозируемые величины отступления береговых склонов:
Левого
Правого
Заложения откосов береговых склонов
:Левого
Правого
Прогнозируемая глубина размыва дна от наинизшей его отметки
Запас к прогнозируемой глубине размыва дна, м;
Минимальный радиус кривой изгиба трубопровода, м;
Найдем
по условию 
,
- запас прогнозируемой глубине размыва дна, м, вычисляемый по зависимости