книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов

где q?p = ~~(Яп + Яи\ ) ■ начальный параметр отпора грунта, равный суммарному

весу грунта и трубы; V - смещение трубы по высоте относительно ее начального положения; С у - коэффициент постели уплотненного под нефтепроводом грунта.

При значении q?p меньшим нуля в вычислениях принимается qep= 0. Участок 2 («земляная тумба»). Отпор уплотненного грунта

определяется также по формуле (6.48). Земляная тумба под нефтепроводом имеет возможность разрушаться из-за наличия боковых технологических

ЯгР - Якр, го q,p принимается равным qKp. Величину начального критического

давления определяют по правилам механики грунтов.

Участок 3 («подкоп»). На этом участке на нефтепровод действуют вес грубы, вес ремонтных машин, усилия грузоподъемных устройств.

Участок 4 («подсыпка»). На этом участке проводят подсыпку грунта под нефтепровод и его уплотнение. На нефтепровод действуют: его собственный вес, вес грунта, присыпанного на трубу, отпор грунта. Здесь коэффициент постели С4 значительно меньше, чем коэффициент постели Сь на начальном участке. Коэффициент С4 определяется предварительно: экспериментально или на основе статистического анализа имеющихся научно-технических материалов. Отпор грунта на этом участке при механическом уплотнении присыпанного под нефтепровод грунта с учетом высоты подсыпанного под

трубопровода в сечении z3 по вертикали относительно начального положения при zQ.

Участок 5 («засыпка окончательная»). Это продолжение участка 4. Отпор грунта определяется по той же формуле (6.49), что и для участка 4. Здесь на трубу дополнительно действует вес грунта окончательной засыпки, вводимый в формулу вместо qz^.

Общая длина вычисляемого участка и шаг сетки ! (т.е. длина элемента) выбираются, исходя из имеющейся практики. На границах рассчитываемого участка ось трубопровода должна принимать горизонтальное положение, и, следовательно:

При этом AV = Vl(z ) - V 2(z ^задается как параметр для проверки точности

решения и завершения вычислений.

Вычисления проводятся методом последовательных приближений. Исходя из предположения, что начальное смещение трубы отсутствует V0(Z) = 0, находим нагрузку qo(Z), определяется перемещение Vj(Z) по зависимости (6.26). Во втором приближении уточняется нагрузка q/(Z) с использованием перемещения V\(Z). Далее уточняет нагрузка q2(Z) и определяет перемещение во втором приближении V2(Z). Итерация повторяется, пока не получится окончательное решение V(Z) - Vn(Z).

Необходимое количество итераций зависит от сходимости задачи к точному решению, от требуемой точности решения, от длины участка нефтепровода, от конкретной технологической схемы ремонта нефтепровода и других факторов.

Изгибающий момент Мг определяется согласно следующей зависимости:

dZ2

В пределах одного элемента величины qZ9 М2у Е, I постоянны. Так как элементы короткие (длиной 0,5±1 м), расчеты удовлетворяют требуемой точности.

Напряжения от изгиба в сечении ремонтируемого участка нефтепровода

_ М г

(6.52)

W ■

6.6. П роверка прочности и устойчивости нефтепровода при капитальном ремонте

Проверку на прочность нефтепровода при его капитальном ремонте следует производить из условия [54,114]:

(6.53)

где о„р — максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от

расчетных нагрузок и воздействий; R2— расчетное сопротивление стали

участка нефтепровода, эксплуатируемого длительное время и имеющего дефекты [114]; у/* — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние.

коэффициент надежности по длительности эксплуатации нефтепровода или его участка; R2 - расчетное сопротивление стали, определяемое в соответствии с [114] по условному или физическому пределу текучести, принимаемым по сертификатам на сталь исполнительной документации, а в случае отсутвия исполнительной документации - по ТУ на данную сталь или по Инструкции [65].

Наличие повторно-статических нагрузок на нефтепроводах, обусловленных технологическими и эксплуатационными факторами, приводит при длительной работе к деформационному старению металла труб, т. е. к снижению сопротивляемости трубных сталей разрушению.

Коэффициент надежности по длительности эксплуатации определяется по формуле:

где С, Мп, Cr, Mo, V, Ne, Ti, Си, Ni, В — содержание, % от массы, в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, ниобия, титана, меди, никеля, бора.

В табл. 6.5 приведены коэффициенты надежности по длительности эксплуатации нефтепровода (Сд).

Таблица 6.5

Значение коэффициента Сд для трубных сталей с различным

Концентрация напряжений в сварных швах определяется в зависимости от смещения кромок и разнотолщинности стенок соединяемых сваркой труб с учетом усиления на нормативную величину наружного и внутреннего кольцевого шва.

Численная характеристика концентрации напряжений вычисляется умножением номинального, т.е. действующего в ’ стенке нефтепровода, напряжения (на удалении от шва) на коэффициент концентрации «ка».

Значения коэффициента концентрации «ка» для различных условий нагружения представлены в работе [100].

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций ремонтируемого участка нефтепровода проверка производится по условиям:

щ0,9кн Сд -в, -к, ка ’

где < Р — максимальные суммарные продольные напряжения в нефтепроводе

учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяемый согласно [114]; кн — коэффициент надежности по назначению трубопровода согласно [114].

Проверка возможности появления местных вмятин в сжатой зоне (или выпучивания стенки трубы) выполняется из условия:

происходит выпучивание стенки; ат— предел текучести материала трубы с учетом длительности эксплуатации (старения); R — радиус наружной стенки нефтепровода; ô - наименьшая остаточная толщина стенки нефтепровода.

Проверка общей устойчивости нефтепровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости выполняется по условию:

где S — эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода; т

— коэффициент условий работы нефтепроводов, принимаемый в зависимости от категории участка нефтепровода [114]; Nv — продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости нефтепровода.

Критическое усилие согласно [142], для прямолинейного вскрытого участка трубопровода в траншее

гдер - сопротивление продольному перемещению, определяемое по [2].

где в — коэффициент, определяемый в зависимости от радиуса упругого изгиба, геометрических характеристик трубопровода (рис. 2.7).

Представленные формулы используются для определения N^ при вскрытии трубопровода достаточной протяженности (более 50 м). В случае вскрытия участка небольшой длины критическое усилие может быть определено по формуле:

в

где в — длина вскрытого участка; к - коэффициент, учитывающий отпор грунта, защемляющего концы открытого участка трубопровода, поперечным перемещениям трубы; в случае отсутствия эмпирических данных определяется по формуле:

где Е0, //0 - модуль общей деформации и коэффициент поперечной деформации для данного грунта; рв - критическое давление для трубопровода, определяемое по формуле:

где Еу р - модуль упругости и коэффициент Пуассона стали; S - толщина стенки; R - наружный радиус трубопровода.

6.7. Результаты расчетов технологических параметров ремонтных колонн при ремонте с подъемом нефтепроводов

Основными технологическими параметрами подъема и укладки нефтепровода являются высота подъема его трубоукладчиками, общая длина приподнятого участка, число трубоукладчиков, расстояние между ними и усилие на крюках трубоукладчиков [101].

Определение технологических параметров начинают с выбора числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода и назначения технологической высоты подъема крайними трубоукладчиками, необходимой для прохождения ремонтных машин.

Количество трубоукладчиков выбирают в зависимости от диаметра нефтепровода, выполняемых операций ремонта и грузоподъемности трубоукладчиков, участвующих при подъеме нефтепровода.

Минимальное число трубоукладчиков, необходимое для подъема и укладки нефтепроводов диаметром 530 — 720 и 820— 1220 мм, должно быть соответственно не менее 3 и 4.

Для дальнейшего расчета задают технологическую высоту подъема крайним трубоукладчиком hj, согласно паспортным данным ремонтных машин, а высоты подъема средними трубоукладчиками Л2, Аз, Л4, И$ рекомендуется определять с соблюдением соотношений, приведенных в табл. 6.8.

Таблица 6.8

Соотношение высот подъема трубопровода различными

_________________ трубоукладчиками____________________ _____

Расстановку и загрузку трубоукладчиков производят из условия симметричности относительно середины приподнятого участка и обеспечения минимальных напряжений в опасных сечениях приподнятого участка

зависимости от количества трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода.

Усилие на крюках трубоукладчиков определяют из соотношения:

где/ус - коэффициент усилия при подъеме нефтепровода трубоукладчиками; В — параметр, зависящий от характеристики трубы.

Усилие на крюке трубоукладчика при расчетном вылете стрелы должно назначаться с учетом коэффициента перегрузки 1,1.

Напряжения в ремонтируемом нефтепроводе определяют из соотношения: