Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

где qн – собственный вес трубопровода с изоляцией и перекачиваемым продуктом, определяется по формуле (6.21);

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:

где n – коэффициент надежности по нагрузке; и при наличии поворотов, заглушек, гнутых или сварных колен труб продольные напряжения

возникновения σкц .

599

На прямолинейных участках нефтепровода от внутреннего давления возникают растягивающие напряжения:

Действие внутреннего давления на изгиб трубопровода эквивалентно сжатию в осевом направлении усилием, равным

где Fcв – 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:

трубопроводе возникают продольные растягивающие напряжения при понижении температуры и сжимающие – при ее повышении:

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:

600

где ∆ – увеличение длины нефтепровода при изгибе; l – длина изогнутого (изгибаемого) участка; N0 – продольное усилие на прямом участке нефтепровода.

Воздействие предварительного напряжения нефтепровода (упругого изгиба и т.д.) определяется согласно исполнительным чертежам на

где ρ – радиус упругого изгиба.

При подъеме и осадке основания нефтепровода происходит его удлинение. Возникающие при этом напряжения определяются по формуле:

где f – максимальная осадка или подъем нефтепровода в средней части участка;

l – расчетная длина участка нефтепровода, равная расстоянию между сечениями нефтепровода, где его прогиб равен нулю.

Максимальные нормативные напряжения от изгиба определяются по формуле:

где Мmax – максимальное значение изгибающего момента в сечениях ремонтируемого участка нефтепровода, возникающее при подъеме трубопровода или при осадке опор; Мв – изгибающий момент в вертикальной плоскости от предварительного упругого изгиба нефтепровода (выполненного в процессе строительства); Мг – изгибающий момент в горизонтальной плоскости от предварительного упругого изгиба; W – осевой момент сопротивления поперечного сечения трубы.

В подкоренном выражении сумма в скобках является алгебраической. При определении продольных напряжений учитываются напряжения,

возникающие от внутреннего давления, изменения температуры в стенках труб, упругого изгиба трубопровода во время строительства, изгиба нефтепровода в процессе ремонта, а также вследствие неравномерной осадки (грунта) основания.

Нормативная масса ремонтных машин и механизмов устанавливается согласно паспортам и инструкциям по эксплуатации.

Нормативное давление транспортируемого продукта на ремонтируемом участке нефтепровода определяется гидравлическим расчетом (согласно проектной документации).

Суммарные продольные напряжения в стенке нефтепровода определяется по формуле:

601

где σпр – продольные напряжения от внутреннего давления в нефтепроводе;

удлинения нефтепровода в процессе ремонта (появляющиеся при осадке основания нефтепровода, при его подъеме); σост – остаточные продольные

напряжения в стенке трубопровода, определяются экспериментально. Формула (6.45) представляет собой алгебраическую сумму:

растягивающие напряжения принимаются со знаком "плюс", а сжимающие – со знаком "минус".

Основное сочетание расчетных и нормативных нагрузок и воздействий устанавливается, исходя из одновременного действия длительных и кратковременных нагрузок и воздействий.

6.4. Расчет напряжений, возникающих в нефтепроводе при ремонте его с подъемом в траншее

Решение задачи определения напряжений, возникающих при ремонте нефтепровода с его подъемом, выполнено с использованием дифференциального уравнения упругой линии балки.

На рис. 6.3 представлена расчетная схема подъема трубопровода. Р1, Р2, Р3…, Рк – усилия подъема трубопровода; G1, G2, G3, …Gi – вес ремонтных

машин, установленных на трубопроводе; l – длина изогнутого участка; q – вес трубопровода с продуктом на единицу длины; xi, xk – расстояния от ремонтных машин и грузоподъемных механизмов до границы изогнутого участка.

В результате решения дифференциального уравнения найдено общее уравнение упругой линии для приподнятой части трубопровода, которое позволяет определить напряжения, возникающие в трубопроводе при любом виде и количестве действующих на него внешних сил.

Формулы устанавливают зависимость напряжений в опасных сечениях от числа поддерживающих трубопровод трубоукладчиков и высоты подъема трубопровода.

Расчеты позволяют подобрать необходимые параметры подъема и укладки ремонтируемого трубопровода, исходя из заранее заданных напряжений и наличия технических средств. Полученные формулы позволяют рационально использовать грузоподъемность трубоукладчиков и обоснованно размещать их по длине приподнятой части трубопровода.

602

603

1 Р 2 Р 3 Р 4 Р 5 Р 6 Р 7 Р

1 Р 2 Р 3 Р 4 Р 5 Р 6 Р 7 Р 8 Р

1 Р 2 Р 3 Р 4 Р 5 Р 6 Р 7 Р 8 Р 9 Р

604

Рис. 6.4. Схемы нагружения трубопровода при его подъеме

Таблица 6.2

Формулы для определения параметров напряженного состояния трубопровода при его подъеме

605

Таблица 6.3

Формулы для определения высоты подъема в расчетных сечениях трубопровода

Таблица 6.4

Формулы для определения изгибающего момента трубопровода при его подъеме

606

Продолжение таблицы 6.4

Формулы для определения параметров напряженного состояния трубопроводов при подъеме трубоукладчиками числом от одного до десяти представлены в табл. 6.2, соответствующие расчетные схемы подъема приведены на рис. 6.4.

Формулы для определения высоты подъема трубопровода и изгибающих моментов в точках подъема грузоподъемными машинами приведены в табл. 6.3

и 6.4.

Примечание.

1. В таблицах 6.2, 6.3 и 6.4 – h1, h2, h3, h4, h5, M1, M2, M3, M4, M5 – высоты подъема и изгибающие моменты в соответствующих сечениях под крюками

трубоукладчиков; l0, hmax, Mmax, P, σmax – соответственно расстояние между трубоукладчиками, максимальная высота подъема, максимальный изгибающий момент, усилие на крюке трубоукладчика и максимальное напряжение от изгиба.

2. В остальных расчетных сечениях схем подъема г, д, е, ж, з, и, к значения высоты подъема и изгибающего момента принимаются с учетом симметрии расчетной схемы.

6.5. Расчет напряжений, возникающих в нефтепроводе при ремонте его без подъема

В зависимости от числа используемых грузоподъемных механизмов (опор-крепей, трубоукладчиков и т.д.) используется различная схема расстановки ремонтных машин и механизмов. Число грузоподъемных

607

механизмов в ремонтной колонне рекомендуется принимать четным, а их передвижение цикличным, что уменьшает до минимума динамические нагрузки на трубопровод и обеспечивает максимальную безопасность проведения ремонта.

Максимальная производительность ремонтной колонны достигается при расстановке подкапывающей, очистной и изоляционной машин по схеме, приведенной на рис. 6.5. В качестве грузоподъемных механизмов на рис. 6.5 использованы передвижные опоры-крепи. Данная расстановка ремонтных машин и механизмов рекомендуется как основная.

Расстановка ремонтных машин и механизмов в ремонтной колонне по схеме, приведенной на рис. 6.6 и 6.7, применяется только в отдельных случаях, так как достигается меньшая производительность ремонтной колонны. При определении изгибающих моментов трубопровод принимается за упругий стержень (прямолинейный или криволинейный), поперечное сечение в нагруженном состоянии остается плоским и сохраняет свою круговую форму.

Расчетная схема трубопровода выбирается в зависимости от расстановки ремонтных машин и механизмов в ремонтной колонне.

Изгибающие моменты в трубопроводе определяются методом перемещений. В институте ИПТЭР разработана методика, которая позволяет найти значения изгибающих моментов на опорах и нагрузок, действующих на опоры, для различных схем расстановки машин и механизмов [102].