Гидрологический режим р. Нева

1.1.3 Гидрологический режим р. Нева

Нева— широкая и глубокая река. Средняя ширина 400—600м. Самые широкие места (1000—1250м)— в дельте у Невских ворот Морского торгового порта в так называемой воронке рукава Большая Нева, у окончания Ивановских порогов при впадении реки Тосны и у острова Фабричный вблизи истока. Средняя глубина 8—11м; наибольшая глубина (24м)— выше Литейного моста в Смольнинской излучине у правого берега, напротив Арсенальной улицы, наименьшая (4,0—4,5м)— в Ивановских порогах.

Через Неву в Финский залив поступает вода с площади бассейна Ладожского озера. Площадь собственного бассейна Невы составляет 5 тыс. км², включая бассейн Ладожского озера— 281 тыс. км². На этой территории осадки значительно превышают испарение: на него идёт лишь 37,7%, а на суммарный сток реки— 62,3%.

По многоводности Нева уступает в Европейской части России лишь Волге, Каме и Печоре. За период наблюдения с 1859 года наибольшая водность наблюдалась в 1924 году (116 км³), наименьшая— в 1900 году (40,2 км³). Средний многолетний годовой расход воды в Неве— 78,9 км³ (в среднем 2500 м³/с).

Из-за равномерного стока воды из Ладожского озера у Невы в течение всего года не бывает весеннего подъёма воды и паводков. Замерзает Нева на всём протяжении. Средние сроки замерзания Невы— первая декада декабря, а вскрытия— первая декада апреля. Толщина льда 0,3—0,4м в черте Санкт-Петербурга, и 0,5—0,6м за его пределами. В верхнем течении Невы зимой иногда возникают зажоры и заторы льда, из-за этого выше по течению происходят наводнения. Из общего объёма льда Ладожского озера (10,6 км³) в Неву выносится не более 5%. Средняя температура воды летом 17—20°C, купальный сезон длится около 1,5 месяцев. Вода в Неве пресная (средняя минерализация 61,3 мг/л), гидрокарбонатно-кальциевая 7 мг/л, средняя мутность.

Таблица 4 - Объём стока основных гидрологических величин Невы (средний год, в скобках указан процент от годового значения)

Величина	Сапреля поиюнь	Сиюля посентябрь	Соктября поноябрь	Сдекабря помарт	Всего загод
Сток воды, км³	22,7 (28,5%)	23,5 (29,4%)	14,1 (17,7%)	19,4 (24,4%)	79,7
Взвешенные наносы, тыс. т	162 (31,7%)	136 (26,7%)	143 (28,0%)	69 (13,6%)	510
Донные наносы, тыс. т	26,5 (40,8%)	15,8 (24,3%)	21,3 (32,7%)	1,4 (2,2%)	65,0
Ионный сток, тыс. т	735 (25,6%)	729 (25,4%)	712 (24,8%)	694 (24,2%)	2870
Тепловой сток, 1015 ккал	168 (28,4%)	359 (60,7%)	63 (10,7%)	1 (0,2%)	591
Сток льда, км³	0,57 (81,4%)	—	0,13 (18,6%)	—	0,7

1.2 Механический расчёт трубопровода

 

1.2.1 Выбор труб

Обеспечение высокой степени надёжности работы проектируемого межпромыслового нефтепровода достигается наряду с прогрессивными техническими решениями выбором материалов и изделий для строительства нефтепровода, соответствующих климатическим условиям и технологическим параметрам эксплуатации, при этом эффективным способом обеспечения надёжности является применение труб, обладающих повышенной коррозионной стойкостью.

Учитывая коррозионную активность перекачиваемого продукта и высокую степень экологической уязвимости данных районов, для снижения аварийности в проекте принимаем трубы с заводским изоляционным покрытием, изготовленные из стали повышенной хладностойкости и коррозионной стойкости марки 16Г2СФ, по ТУ 14-157-54-97 Нижнеднепровского трубопрокатного завода. Марка прочности стали К52.

Характеристика конструктивных параметров труб межпромыслового нефтепровода приведена в табл. 5.

Таблица 5 - Характеристика конструктивных параметров труб

Pраб, МПа	Температурный перепад ∆Т,град	Диаметр Dн, мм	Толщина стенки δ, мм	Диаметр с изоляцией Dи, мм	Марка стали	, нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа	, нормативное сопротивление сжатию металла труб, МПА
5,9	55	820	12	826	16Г2СФ	510	353

определены согласно таблице 7 [3]

Эти трубы отличаются от традиционных стальных бесшовных горячедеформированных труб по ГОСТ 8731-74 повышенной стабильностью механических характеристик, низкой температурой вязко-хрупкого перехода, повышенной стойкостью к общей и язвенной коррозии, стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию и образованию водородных трещин. Все трубы на заводе-изготовителе подвергаются 100%-ному контролю неразрушающим способом, гидравлическому испытанию.

Учитывая, что в проекте приняты трубы из стали повышенной коррозионной стойкости, внутреннее антикоррозионное покрытие не предусматривается.

1.2.2 Определение толщины стенки трубопровода

Подземные трубопроводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

Толщину стенки трубы находят исходя из нормативного значения временного сопротивления на разрыв, диаметра трубы и рабочего давления с использованием предусмотренных нормами коэффициентов.

Расчетную толщину стенки труб δ, см следует определять по формуле:

 

где n - коэффициент перегрузки;

Р - внутреннее давление в трубопроводе, МПа;

D_н - наружный диаметр трубопровода, см;

R₁ - расчетное сопротивление металла труб растяжению, МПа.

Расчетные сопротивления материала труб растяжению и сжатию

R₁ и R₂, МПа определяются по формулам:

;

,

где m - коэффициент условий работы трубопровода;

k₁, k₂-коэффициенты надежности по материалу;

k_н - 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 k_н=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 D_вн вычисляется по зависимости

 

Продольное осевое напряжение от расчётных нагрузок и воздействий

σ_пр.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;

μ_пл –коэффициент поперечной деформации Пуассона пластической стадии

работы металла, μ_пл=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 σ_кц – кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа.

Кольцевые напряжения σ_кц, 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 σ^н_кц, 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 μ_упр – коэффициент упругости металла трубы, равный μ_упр=0,3.

Подставляем значения в формулу (15) и рассчитываем минимальный радиус изгиба оси трубопровода

Минимально допустимый радиус упругого изгиба должен быть не менее ρ≥1200D_н. Принимаем для дальнейших расчётов минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода ρ=1500 м. [6]

Положительное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий σ^н_пр(+), МПа определяем по формуле

Отрицательное значение продольного напряжения от нормативных нагрузок и воздействий σ^н_пр(-), МПа определяем по формуле

Принимаем в расчёте большее по модулю значение из σ^н_пр(+) и σ^н_пр(-), 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.