Механический расчет технологических трубопроводов

Механический расчет технологических трубопроводов производится на температурные напряжения и на напряжения от изгиба в холодную, когда труба изгибается под собственным весом без нагрева.

В редких случаях производится расчет трубопроводов на внутреннее давление, т.к. трубы изготавливаются на довольно высокие давления, (которых в трубопроводах нефтебаз практически не бывает). Проведём проверочный расчёт толщины стенки трубы.

Определяется минимальная толщина стенки технологических трубопроводов (9.1).

, (9.1)

где: n₁ – коэффициент надежности по нагрузке; P – рабочее давление в трубе, МПа (Обычно на нефтебазах давление не превышает 16 кгс/см², т. е. P =1,631 МПа.); D_н – наружный диаметр трубопровода, м; R₁ – расчетное сопротивление материала трубы, МПа (9.2).

, (9.2)

где: k₁ – коэффициент надежности по материалу; m₀ – коэффициент условий работы; k_н – коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Далее сравниваются толщина стенки трубопровода, принятая по сортаменту при гидравлическом расчете (δ) с минимальной толщиной стенки (δ_min). Механический расчет считается завершенным, если δ≥ δ_min.

10. Расчет потерь нефтепродуктов от «больших» дыханий.

Потери нефти и нефтепродуктов от «больших дыханий» - это потери от испарения при вытеснении паровоздушной смеси из газового пространства резервуаров и транспортных емкостей в атмосферу вследствие заполнения резервуара нефтепродуктом.

Масса паров нефтепродукта, вытесняемая из резервуара за одно «большое» дыхание определяется по формуле:

, (10.1)

где V_б – объем закаченного в резервуар нефтепродукта, м³; V₁ – объем газового пространства резервуара перед закачкой нефтепродукта, м³; р₂ – абсолютное давление в газовом пространстве в конечный момент времени закачки, Па (10.2); р₁ – абсолютное давление в газовом пространстве в начальный момент времени закачки, Па (10.3); р_s – давление насыщенных паров нефтепродукта при температуре поверхности резервуара (при +30°С р_s = 50,88 кПа = 50880 Па); М_б – молекулярный вес бензиновых паров, кг/моль (10.4); Т – средняя температура в газовом пространстве резервуара, К (10.5); R – универсальная газовая постоянная.

Абсолютные давления в газовом пространстве в конечный и начальный моменты времени закачки определяются по формулам:

р₁ = р_а + р_к.в, (10.2)

р₂ = р_а + р_к.д, (10.3)

где р_а – атмосферное (барометрическое) давление, принимается равным 0,1 МПа; р_{к.в .}, р_{к.д .} – вакуум и избыточное давление в резервуаре, при которых срабатывает дыхательный клапан, МПа.

Молекулярный вес бензиновых паров определяется по формуле:

М_б =60+0,3·t_н.к+0,001·t²_н.к, (10.4)

где t_н.к – температура начала кипения нефтепродукта, °С.

Средняя температура в газовом пространстве резервуара определяется по формуле:

(10.5)

где Т_В – температура воздуха в данный момент времени, К; ΔТ_В – среднее изменение температуры воздуха, К; ΔТ_Г – среднее изменение температуры газового пространства, К.

Объем закаченного в резервуар нефтепродукта рассчитывается с учетом коэффициента заполнения резервуара, (10.6).

, (10.6)

где k – коэффициент заполнения резервуара; V_р – геометрический объем резервуара, м³

Дата добавления: 2017-01-13