Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

Рис. 6.6 Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с использованием двух опор-крепей: а – нефтепровод поддерживается опоройкрепью 4; б – то же опорой-крепью 3; 1 – подкапывающая машина; 2 – очистная машина; 3,4 – опоры-крепи; 5 – изоляционная машина; 6 – нефтепровод

lmax

Рис. 6.7. Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с без использования грузоподъемных механизмов: 1 – подкапывающая машина; 2 – очистная машина; 3 – изоляционная машина; 4 – трубопровод

В последнее время в методиках и нормативных документах рекомендуется вычисление изгибающих моментов выполнять с применением метода конечных элементов и метода последовательного приближения. При этом нефтепровод вдоль оси представляется в виде отдельных элементов (узлов) определенной длины, на которые действуют обобщенные дискретные

609

нагрузки qi, приложенные в их центрах (рис. 6.8). При рассмотрении условия локального равновесия элементов нефтепровода предлагается общая зависимость для определения упругой линии нефтепровода:

где V — смещение i-го элемента рассматриваемого участка нефтепровода; qi — суммарное значение нагрузок, действующих на i - й элемент нефтепровода (включая сосредоточенные силы — вес ремонтных машин, усилие грузоподдерживающих и подъемных устройств и распределенные силы — отпор грунта, вес нефтепровода, вес присыпанного на нефтепровод грунта).

Рис. 6.8. Разбивка участка на конечные элементы.

Нагрузку следует определять в целом по следующей алгебраической зависимости:

где qn — вес трубы, изоляционного покрытия и перекачиваемого продукта; qгр - отпор грунта на нефтепровод снизу; Ri - усилие грузоподъемных устройств (например, усилие на крюках трубоукладчиков); Рi — вес ремонтных машин; qн - вес грунта, действующий на нефтепровод сверху (присыпанного, уплотненного).

Принимается следующее правило знаков: если нагрузка направлена вверх

– «плюс», если вниз – «минус». При отрыве нефтепровода от грунта снизу отпор грунта принимается равным нулю.

Смещения Vi, Vi-1, Vi+1, Vi+2 являются искомыми величинами, зависящими

от qi.

На рис. 6.9 приведена наиболее характерная схема ремонтируемого участка нефтепровода. Ремонтная колонна движется справа налево.

Участок 1. Нефтепровод защемлен в уплотнившемся при эксплуатации грунте. Высота грунта над трубой равна h1. На трубу действуют: вес трубы, давление грунта сверху qh1 и отпор грунта снизу.

Отпор уплотненного грунта qгр практически можно определить исходя из условия, что грунт обладает свойством деформироваться по линейному закону.

Отпор грунта следует определять в зависимости от смещения нефтепровода по формуле:

610

При значении qгр меньшим нуля в вычислениях принимается qгр = 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 приямков и примыкающего подкопанного участка 3, так как qгр может достичь значения начального критического давления, qкр. При вычислениях, если

qгр ≥ qкр , то qгр принимается равным qкр. Величину начального критического

давления определяют по правилам механики грунтов.

Участок 3 («подкоп»). На этом участке на нефтепровод действуют вес трубы, 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 С1, 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 трубу грунта следует определить по формуле:

трубопровода в сечении zз по вертикали относительно начального положения при zо.

611

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 з .

Общая длина вычисляемого участка и шаг сетки 1 (т.е. длина элемента) выбираются, исходя из имеющейся практики. На границах рассчитываемого участка ось трубопровода должна принимать горизонтальное положение, и, следовательно:

При этом ∆V =V1( z )−V2( 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 q0(Z), определяется перемещение V1(Z) по зависимости (6.26). Во втором приближении уточняется нагрузка q1(Z) с использованием перемещения V1(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 Mz определяется согласно следующей зависимости:

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

Напряжения от изгиба в сечении ремонтируемого участка нефтепровода

6.6. Проверка прочности и устойчивости нефтепровода при капитальном ремонте

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

где σпр — максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий; R2c — расчетное сопротивление стали

612

участка нефтепровода, эксплуатируемого длительное время и имеющего дефекты[114]; ψ4 — 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 Сэкв — углеводородный эквивалент стали в процентах; Тэ — длительность эксплуатации участка нефтепровода, годы.

Углеродный эквивалент определяется по формуле:

где С, Mn, Cr, Mo, V, Nв, Ti, Cu, 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).

613

Таблица 6.6

Коэффициенты концентрации напряжений к2 в стенках нефтепровода

Коэффициент «в1» устанавливается в зависимости от характера коррозионного износа стенки трубы и распределения коррозионных язв на стенках труб и наличия на стенках труб царапин, задиров, гофр. Определяется в зависимости от относительного уменьшения момента сопротивления дефектного сечения трубы по формуле:

где W – начальный момент сопротивления поперечного сечения трубы; Wф – фактический момент сопротивления дефектного сечения трубы; к2 – коэффициент концентрации напряжений на дефектном участке; для некоторых дефектов значения к2 приведены в табл. 6.6.

Коэффициент «к1», устанавливается в зависимости от овальности поперечного сечения трубы ремонтируемого участка нефтепровода.

Влияние овальности поперечного сечения нефтепровода на напряженное состояние относительно небольшое, определяется в зависимости от соотношения малой и большой осей и имеет следующие значения (табл. 6.7)

Таблица 6.7

Зависимость коэффициента концентрации к1 от соотношения малой и

большой осей

Коэффициент «кσ» устанавливается в зависимости от наличия геометрических дефектов сварки, а также смещения стыков труб.

614

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 «кσ».

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

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

где σпрн — максимальные суммарные продольные напряжения в нефтепроводе от нормативных нагрузок и воздействий [114]; ψ3 - коэффициент,

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; σт— предел текучести материала трубы с учетом длительности эксплуатации (старения); R — радиус наружной стенки нефтепровода; δ – наименьшая остаточная толщина стенки нефтепровода.

Проверка общей устойчивости нефтепровода в продольном направлении

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

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

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

где р – сопротивление продольному перемещению, определяемое по [2].

615

В случае наличия упругого изгиба

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

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

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

где qгр – отпор грунта, равный:

где Е0, µ0 – модуль общей деформации и коэффициент поперечной деформации для данного грунта; рв – критическое давление для трубопровода, определяемое по формуле:

где Е, µ – модуль упругости и коэффициент Пуассона стали; δ – 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.

616

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 hт, согласно паспортным данным ремонтных машин, а высоты подъема средними трубоукладчиками h2, h3, h4, h5 рекомендуется определять с соблюдением соотношений, приведенных в табл. 6.8.