Задача 1. Определение толщины стенки трубы

Постановка задачи: Определить толщину стенки трубы участка магистрального трубопровода с наружным диаметром D_н. Исходные данные для расчета: категория участка, внутреннее давление – р, марка стали, температура стенки трубы при эксплуатации – t_э, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – t_ф, коэффициент надежности по материалу трубы – k₁. Рассчитать нагрузки на трубопровод: от веса трубы, веса продукта (нефть и газ), напряжения от упругого изгиба (радиус упругого изгиба R=1000 D_н). Плотность нефти принять равной r. Исходные данные приведены в табл. 3.1.

Расчетную толщину стенки трубопровода δ, мм, следует определять по формуле (3.1)

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

(3.2)

где n - коэффициент надежности по нагруз­ке - внутреннему рабочему давле­нию в трубопроводе, принимаемый: для газопроводов — 1.1, для нефтепроводов — 1.15; p – рабочее давление, МПа; D_н - наружный диаметр трубы, мм; R ₁ – расчетное сопротивление растяжению металла труб, МПа; ψ ₁ - коэффициент, учитывающий двух­осное напряженное состояние труб

(3.3)

где нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимается равным пределу прочности s_вр по прил. 5, МПа; m – коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по прил. 2; k₁, k_н – коэффициенты надежности, соответственно, по материалу и по назначению трубопровода, принимаемые k₁ — табл. 3.1, k_н по прил. 3.

(3.4)

где σ_пр.N - продольное осевое сжимающее нап­ряжение, МПа.

(3.5)

где α, Е, μ – физические характеристики стали, принимаемые по прил. 6; Δ t – температурный перепад, ⁰С, Δ t= t_э – t_ф; D_вн – диаметр внутренний, мм, с толщиной стенки δ_н, принятой в первом приближении, D_вн = D_н –2 δ_н.

Увеличение толщины стенки при наличии продоль­ных осевых сжимающих напряжений по сравнению с величиной, полученной по первой формуле, должно быть обосновано технико-экономическим расчетом, учитывающим конструктивные решения и темпера­туру транспортируемого продукта.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего бóльшего значе­ния, предусмотренного государственными стандар­тами или техническими условиями на трубы.

Пример 1. Определить толщину стенки трубы участка магистрального газопровода диаметром D_н = 1220 мм. Иходные данные для расчета: категория участка - III, внутреннее давление – р = 5,5 МПа, марка стали – 17Г1С-У (Волжский трубный завод), температура стенки трубы при эксплуатации – t_э = 8 ⁰С, температура фиксации расчетной схемы трубопровода – t_ф = -40 ⁰С, коэффициент надежности по материалу трубы – k₁ = 1,4. Рассчитать нагрузки на трубопровод: от веса трубы, веса продукта (нефть и газ), напряжения от упругого изгиба (радиус упругого изгиба R=1000 D_н). Плотность нефти принять равной r. Исходные данные приведены в табл. 3.1.

Решение

Расчет толщины стенки

Нормативное сопротивления растяжению (сжатию) металла труб (для стали 17Г1С-У) равно s_вр =588 МПа (прил. 5); коэффициент условий работы трубопровода принимаемый m = 0,9 (прил. 2); коэффициент надежности по назначению трубопровода k_н = 1,05 (прил. 3), тогда расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб

(МПа)

Коэффициент надежности по нагруз­ке - внутреннему рабочему давле­нию в трубопроводе n = 1,1.

Расчетная толщина стенки трубопровода

(мм)

Физические характеристики стали α = 1,2·10^-5, Е = 2,1·10⁵, μ = 0,3

Продольное осевое сжимающее нап­ряжение, МПа

Коэффициент, учитывающий двух­осное напряженное состояние труб

Толщина стенки с учетом продольных осевых сжимающих напряжений

(мм)

Принимаем толщину стенки равной 11 мм.

Таблица 3.1

Исходные данные для расчета (задача 1)

№ вар.	Dн мм	Категория участка	r, кг/м3	tф, 0С	tэ, 0С	р, МПа	Марка стали	k1
		В		-33		5,0	13Г1С-У	1.4
		I		-35		6,8	17Г1С	1.34
		II		-40		6,9	13Г2АФ	1.47
		III		-39		7,3	13Г1С-У	1.4
		IV		-38		4,3	09ГБЮ	1.34
		В		-37		4,5	12Г2СБ	1.47
		I		-36		5,8	09Г2ФБ	1.4
		II		-34		6,5	13Г1СБ-У	1.34
		III		-32		4,3	10Г2ФБ	1.47
		IV		-31		5,3	10Г2ФБЮ	1.4
		IV		-37		4,5	13Г1С-У	1.4
		В		-36		5,8	17Г1С	1.34
		I		-34		6,5	13Г2АФ	1.47
		II		-32		4,3	13Г1С-У	1.4
		III		-31		5,3	09ГБЮ	1.34
		IV		-33		5,0	12Г2СБ	1.47
		III		-35		6,8	09Г2ФБ	1.4
		IV		-40		6,9	13Г1СБ-У	1.34
		В		-39		7,3	10Г2ФБ	1.47
		I		-38		4,3	10Г2ФБЮ	1.4
		IV		-39		5,3	12Г2СБ	1.47
		В		-38		4,5	09Г2ФБ	1.4
		I		-37		5,8	13Г1СБ-У	1.34
		II		-36		6,5	10Г2ФБ	1.47
		III		-34		4,3	10Г2ФБЮ	1.4