книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов
..pdf(подготовительных, вскрышных, подъемно-очистных работ (ПОР), сварочно восстановительных работ (СВР), изоляционно-укладочных работ (ИУР), очистки и испытания), их структура и оснащение техникой ;
3) определена продолжительность капитального ремонта (КР) трубопровода.
Число ЛОРСП определяется по формуле:
(6.1)
где LÈ- общая протяженность подлежащих ремонту в течении года участков трубопровода данного диаметра, с учетом сложности трассы, км; Р, - среднегодовая продолжительность ЛОРСП при КР трубопровода данного диаметра, км/год:
4 1)> (6.2) где lj - суммарная протяженность подлежащих ремонту в течении года участков трубопровода данного диаметра, с одинаковой сложностью трассы, км; kj - коэффициент, характеризующий сложность производства работ в различных условиях (пересеченая местность, болота, пустыни м т. д.).
Производительность ЛОРСП определяется к наиболее трудоемким процессам, какими обычно являются вскрышные работы (в скальных либо обводненных грунтах), но чаще ИУР. Тогда производительность ЛОРСП принимается равной производительности наиболее трудоемкого частного потока.
Среднегодовая производительность частного потока вскрышных работ при ремонте трубопроводов данного диаметра:
(6.3)
где к - коэффициент организационных перерывов (А~0,6-0,8); N - число рабочих смен (см) в году, см/год; Рм, Рр - нормативная сменная производительность вскрышных работ соответственно механизированным способом и вручную, км/см; LMy Lp - соответственно суммарная протяженность участков трубопроводов данного диаметра, разрабатываемых механизировано и вручную, км/год.
Среднегодовая производительность частного потока ИУР при ремонте трубопроводов данного диаметра
Риур - kN |
(6.4) |
где Pw Рус - нормальная сменная производительность ИУР при нормальном и усиленном типе изоляции, км/см; LH9 Lyc - соответственно суммарная протяженность участков с нормальными и усиленными типами изоляции, км/год.
Обычно при определении оснащенности частных потоков исходят из того, что производительность потоков ИУР известна, она определяется хараюеристиками использованных изоляционных и очистных машин. Тогда и
остальные частные потоки комплектуются таким образом, чтобы их производительность соответствовала производительности ИУР в различных условиях трассы.
Продолжительность капитального ремонта участка трубопровода определяется по формуле:
Т = Тпр+ ^ А Т , |
(6.5) |
где Т„р - приведенная продолжительность КР данного участка трубопровода,
см; |
- суммарное сближение между частными потоками ИУР и |
подготовительных работ, см. |
|
Для |
определения £ АТ существует методика синхронизации |
производства работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов.
|
Так как ведущим частным потоком является поток ИУР, то Тпр |
|||||||
определяется для этого потока: |
|
|
|
|
|
|||
|
|
Tпр=(XXJ + |
)' |
'кус.i +У'Jim, +'jLfnfii + |
~ |
*^>*7 > |
(6.6) |
|
где |
|
“ продолжительность производства ИУР в нормальных условиях, см; |
||||||
km*. |
- |
коэффициент, |
учитывающий увеличение продолжительности |
ИУР в |
||||
зависимости от погодных условий; ку^ |
- коэффициент, |
учитывающий |
||||||
увеличение продолжительности ИУР при |
нанесении |
усиленной изоляции; |
||||||
]£/ |
У ~ Увеличение продолжительности КР при пересечений препятствий по |
|||||||
трассе |
(дороги, овраги, водотоки |
и т. п.), |
см; |
- продолжительность |
||||
перебазировок ЛОРСП, см; |
- продолжительность очистки и испытания |
|||||||
отремонтированных участков трубопровода, см, при ремонте нефтепроводов без остановки перекачки
У1(исп/ =о ;
tH.P. - нормативная продолжительность производства ИУР на участке длиной 1 км, см/км; Lycj - протяженность J - го участка с усиленной изоляцией, км.
(6.7)
где Lj - протяженностьj - го участка с нормальной изоляцией, км.
При планировании производства |
капитального ремонта участка |
|
трубопровода должно выполнятся условие: |
|
|
Т< Т„, |
(6.8) |
|
где ТП1 - плановая продолжительность капитального ремонта, которая зависит от важности трубопровода, метода ремонта и т. д. и устанавливается эксплуатирующей организацией.
Для определения продолжительности капитального ремонта участка трубопровода необходимо установить суммарное сближение между частными потоками ИУР и подготовительных работ Синхронизация при
капитальном ремонте заключается в выравнивании темпов отдельных видов работ и установке допустимых сближений между частными потоками для равномерного расходования ресурсов (рис. 6 .1):
Формулы (6.15) - (6.17) обеспечивают выравнивание темпов отдельных частных потоков, причем за основу берется производительность потока ИУР. Однако добиться абсолютно одинаковой производительности отдельных частных потоков практически невозможно. Поэтому при синхронизации производства работ добиваются того, чтобы темп каждого из частных потоков не уступал темпу потока ИУР:
х +21'
(6.18)
см.ИУР
где х' - расстояние между последней лежкой, на которой лежит трубопровод, и первым трубоукладчиком в колонне ИУР, м; V - расстояние между соседними лежками, м;
|
(х' + 21')-у{г) |
|
(6.19) |
г 23 ~ |
N .. ■S„ |
’ |
|
|
|
||
где х - расстояние между последним трубоукладчиком |
в колонне ПОР и |
||
первой лежкой, на которую уложен трубопровод, м; |
|
||
|
Xя + 21 |
|
(6.20) |
г34=1»25/с+ Х |
|
||
* см.пор
где tc - нормальное время по сварке на дефектный сварной стык муфты одним звеном сварщиков, см; 1,25 - коэффициент, учитывающий стесненность производства работ в траншее; х" - расстояние от места защемления трубопровода до первого трубоукладчика, м.
Рис. 6.1. Схема синхронизации работ при КР:
t\2 - сближение между колоннами ИУР и СВР, м; î2з - сближение между колоннами СВР и ПОР, м; I34 - сближение между колоннами ПОР и вскрышных работ, м; 12- длина колонны
СВР, м; h - длина колонны ПОР, м; U - длина колонны вскрышных работ, м; 15 -
подготовительных работ, м; Э - экскаватор; Л - лежки; Б - бульдозер; СА - сварочный агрегат; очистная машина; ИМ - изоляционная машина; Т|, Т2 , Т3, Т4, Т5 , Тб - краны -
трубоукладчики
Рис. 6.2. Схема определения продолжительности КР участка трубопровода:
Частные потоки: 1 - ИУР, 2 - СВР, 3 - ПОР, 4 - вскрышных работ, 5 - подготовительных работ; L - длина участка трубопровода, км; Tj - продолжительность работы j - го частного потока, см; Tj+i - продолжительность работы i+1 —го частного потока, см; т'\ - начальное сближение между потоками i и i+1 ; т; - сближение между потоками i и i+1 в период их свёртывания, см
6.3. Нагрузки, действующие на трубопровод при капитальном ремонте
Выполнение технологических операций ремонта связано с возникновением в ремонтируемом нефтепроводе значительных напряжений, поэтому одним из важнейших факторов, в значительной степени определяющих возможность применения тех или иных способов ремонта нефтепровода, является расчет напряженно деформированного состояния.
Расчет ремонтируемого нефтепровода на прочность и устойчивость производится в целях определения и назначения технологических параметров ремонтных колонн, исключающих возникновение опасных напряжений, способных привести к появлению остаточных деформаций, образованию трещин и разрушению труб.
Расчет включает определение нагрузок и воздействий, возникающих при ремонте нефтепровода, выбор и определение предельных значений усилий, напряжений и деформаций, а также выбор основных технологических параметров капитального ремонта магистрального нефтепровода [54].
Проверка прочности ремонтируемого нефтепровода заключается в сравнении расчетного сопротивления металла труб с фактическими напряжениями, возникающими при ремонте.
При расчете нефтепроводов на прочность и устойчивость следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании, эксплуатации и ремонте. При производстве ремонтных работ нефтепровод находится под воздействием поперечных нагрузок от собственного веса, ремонтных машин, а также подвергается осевым усилиям от внутреннего давления, температурного перепада, изменения высотного положения, предварительного изгиба (полученного в процессе строительства) и т.д.
Коэффициенты надежности по нагрузке и воздействию на нефтепровод, учитывающие возможные изменения (превышения) этих нагрузок и воздействий по сравнению с нормативным, паспортным, расчетным и т.д., следует принимать по табл. 6.1, [101].
Таблица 6.1 Коэффициенты надежности по нагрузке и воздействию на
___________________ нефтепровод______________________________
Нагрузки и воздействия Коэффициент надежности по нагрузке, п
Собственный вес нефтепровода |
и |
Вес изоляционного покрытия |
и |
Воздействие предварительного напряжения нефтепровода |
1,0 |
(упругий изгиб и т. д.) |
|
Внутреннее давление для нефтепроводов: |
|
диаметром 700 - 1200 мм |
U 5 |
диаметром менее 700 мм |
1.0 |
Вес перекачиваемого продукта |
1.0 |
Вес ремонтных машин и механизмов |
1,2 |
Вес грунта |
1,2 |
Осадка грунта и вертикальные перемещения опорных |
1,5 |
устройств |
|
Температурные воздействия |
1,2 |
Собственный вес ремонтируемого нефтепровода длиной 1 м, включая вес перекачиваемой нефти и изоляционного покрытия, является основной нагрузкой, вызывающей изгиб ремонтируемого участка нефтепровода и
определяется из [54] по формуле: |
|
Ян = я ^Р и -<У)^и + я-<У1и(Л„ +<УюУш +0.7S5Dl,ya, |
(6.21) |
где ô - толщина стенки трубы; DH- наружный диаметр трубы; ум - |
удельный |
вес материала трубы (для стали ум = 78,5 кН/мЗ); Dm - внутренний диаметр трубы; уп - удельный вес перекачиваемого продукта; ун) - удельный вес изоляции; 0Ю- толщина изоляционного покрытия.
Расчетный вес нефтепровода равен: |
|
7„, |
(6.22) |
где 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке, учитывающий |
возможное |
превышение веса по сравнению с нормативным значением, определяемым по формуле (6.21).
Нормативный вес грунта на 1 м трубопровода определяется по [54] и составляет:
при hv < |
+*5“ ; |
q,t =r„ '(A .+ 2< 0'jA* - - - J Ô,n ^ |
' ^ ) +sina |
} » (6-23) |
||||
, |
DH+ 28 |
Ягр |
h;p(Dll+ 2 S „ ) - ^ |
D- +^ |
|
6.24) |
||
• при hip> |
|
■ m ; |
г р ’ |
|||||
где |
|
|
|
sina = - |
2Kp |
|
|
(6.25) |
|
|
|
|
A, + 28U, |
|
|
|
|
Угр ~ удельный вес грунта; к гр - высота слоя грунта от оси нефтепровода; |
||||||||
|
|
|
а |
( |
2К р |
Л |
|
(6.26) |
|
|
|
= 2arccos[ |
—-----• |
|
|
||
\D Hf 28v у
из
При расчете трубопровода на продольную устойчивость необходимо определить сопротивление грунта продольным и поперечным перемещениям трубопровода. Значения этих сопротивлений можно определить согласно [2].
Предельное значение сопротивления грунта поперечным вертикальным
перемещениям трубопровода |
|
|
Янр.крт = ГгрО„{Ьгр -0,39А ,) + ylph)ptg(Ç>n<P;p )+ |
' |
(6.27) |
где ç - угол внутреннего трения 1рунта; с гр сцепление 1рунта.
Сопротивление грунта поперечным перемещениям трубопровода в горизонтальной плоскости
1кр.гор |
|
(6.28) |
Сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода |
||
определяется по формуле: |
|
|
Чпр=Чн -tg<Pep + 2Ггр ■с и ■^8 < Р гр +0,6яО„ сгру |
(6.29) |
|
где qH—собственный вес трубопровода с изоляцией и перекачиваемым |
|
|
продуктом, определяется по формуле (6.21 ); |
|
|
h |
0,056 —- + 0,095 - для песчаных грунтов; |
(6.30) |
Си = 0,416 —-— |
||
А/ |
Dlt |
|
h |
|
(6.31) |
Ch = 0,367—— 0,046—=-+ 0,06 - для глинистых грунтов. |
||
Ai |
AT |
|
Здесь h - глубина заложения до верха трубопровода.
При проверке продольной устойчивости вскрытого участка нефтепровода сопротивление вертикальным поперечным перемещениям следует принять равным весу трубопровода с продуктом, а сопротивление перемещениям в горизонтальной плоскости - усилию трения о грунт трубопровода при его поперечном перемещении. Сопротивление продольным перемещениям равно сопротивлению трения о грунт трубопровода, лежащего на поверхности земли [142].
Втрубопроводе от действия внутреннего давления возникают кольцевые
ипродольные напряжения. Кроме того, внутреннее давление влияет на изгиб трубопровода.
От действия внутреннего давления р в трубопроводе возникают кольцевые напряжения, равные:
|
|
|
|
_ |
_ прР,т |
|
(6.32) |
|
|
|
|
КЧ 26 ’ |
|
||
где п - коэффициент |
|
|
|
||||
надежности |
по нагрузке; и при наличии поворотов, |
||||||
заглушек, гнутых или сварных колен труб продольные напряжения |
|
||||||
|
|
|
|
а пр=0,5акч. |
|
(6.33) |
|
Соответствующие этим напряжениям относительные продольные |
|||||||
деформации равны: |
|
|
0.5а т |
рш, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
€ пр |
Е |
кч = 0 ,2 ^ - |
(6.34) |
|
|
|
|
|
Е |
Е |
|
|
где Е - модуль упругости материала; // - коэффициент Пуассона. |
|
||||||
Здесь |
0,5ог, |
удлинение нефтепровода |
под действием |
продольных |
|||
|
|||||||
напряжении |
<т„п = 0,5сг„, |
- |
укорочение нефтепровода |
вследствие |
|||
|
np |
f |
кц |
|
|
|
|
возникновения а,КЦ •
На прямолинейных участках нефтепровода от внутреннего давления
возникают растягивающие напряжения: |
|
а п р = 0 ,3 а кц. |
(6.35) |
Действие внутреннего давления на изгиб трубопровода эквивалентно |
|
сжатию в осевом направлении усилием, равным |
|
N p = Q - 2 f i ) p - F ee, |
(6.36) |
где Fce- площадь сечения трубы в свету.
При производстве ремонтных работ нефтепровод находится под воздействием температурного перепада, появляющегося в результате разности между температурой трубопровода во время укладки (в момент сварки захлестов) и температурой в процессе ремонта. От изменения температуры
стенок труб возникают продольные деформации трубопровода: |
|
£t —a i ' A t , |
(6.37) |
где a t - коэффициент линейного расширения (для стали равен |
0,000012); |
At - температурный перепад, т.е. разность между температурами металла труб при укладке и в процессе ремонта.
При отсутствии продольных перемещений в прямолинейном
трубопроводевозникают |
продольные растягивающие |
напряжения |
при |
понижении температуры и сжимающие - при ее повышении: |
|
|
|
|
a t = Е - a t - At = 25pLAt. |
(6.38) |
|
Продольное усилие от температурного перепада |
определяется |
по |
|
формуле: |
|
|
|
|
N 0 t = a t E - A t - F , |
(6.39) |
|
где F - площадь поперечного сечения стенки трубопровода.
Эквивалентное продольное усилие, которое должно быть принято при
проверке общей продольной устойчивости трубопровода, равно |
|
S = N 0l + N p =a , E - à t F + ( \ - 2 f i ) - p - F ce. |
(6.40) |
При производстве ремонтных работ деформации ремонтируемого участка нефтепровода определяют с учетом не только изменения длины вскрываемого участка, но и продольных перемещений нефтепровода в местах выхода его из грунта.
Продольные перемещения прилегающих подземных участков нефтепровода зависят от местных грунтовых условий и продольных сил. Удлинение или укорочение участков, прилегающих к вскрытому участку нефтепровода, при слабом защемлении его грунтом и перемещения самого вскрытого участка оказывают существенное влияние на характер изменения напряжений и деформаций вскрытых участков.
Продольные усилия, действующие на изогнутом вскрытом участке, будут
равны: |
|
N = N 0 = A - E F |
(6.41) |
t |
’ |