Добавил:

euroduck97 ac3402546@gmail.com Направление обучения: транспортировка нефти, газа и нефтепродуктов группа ВН (Вечерняя форма обучения) Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Предмет:

Основы проектирования и строительства трубопроводных систем

Файл:

Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

.pdf

Скачиваний:

332

Добавлен:

01.06.2021

Размер:

18.76 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 6263 / 8363 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 > Следующая >>>

P = f	ус	B 4 h 9,81 103	, кН,	(6.69)
	ус	1

где fус - коэффициент усилия при подъеме нефтепровода трубоукладчиками; В – параметр, зависящий от характеристики трубы.

								Таблица 6.11
		Значения коэффициентов высоты подъема
	Высота подъема					Значения коэффициентов
	крайним				Для усилий на			Для напряжений
	трубоукладчиком					крюках		h1
	h1, см			трубоукладчиков
				и длины приподнятого
						участка
						4 h
					1
		10			1,778280			3,162280
		20			2,144740			4,472125
		30			2,340350			5,477238
		40			2,514870			6,324571
		50			2,659148			7,071068
		60			2,783158			7,745968
								Таблица 6.12
	Параметры подъема нефтепровода диаметром 1020x11 мм тремя
				трубоукладчиками				Усилие на
	Высота	Высота	Рас-			Длина	Усилие	Усилие на	Напря-
	подъема	подъема	стояние			припод-	на крю-	крюке	жения в
	крайними	средними	между			нятого	ках край-	среднего	стенке
	тру-	тру-	трубо-			участка	них тру-	трубо-	трубы
	боуклад-	боуклад-	уклад-			l, м	боуклад-	укладчи-	σ, МПа
	чиками	чиками	чиками				чиков	ка Р2, кН
	h1 = h3,	h2, см	l0, м				Р1 = Р3,
	см						кН
10		14,3	14,7			77	22,9	15,7	65
20		28,7	15,2			80	27,3	18,6	92
30		43,0	19,3			102	30,2	20,6	113
40		57,4	20,8			109	32,4	22,1	130
50		71,7	22,0			116	34,3	23,4	146
60		86,0	23,0			121	35,9	24,5	159

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

Напряжения в ремонтируемом нефтепроводе определяют из соотношения:

619

σ =ϕ С h 10−1	, МПа,	(6.70)
1

где φ — коэффициент, выбираемый в зависимости от числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода; С – параметр, зависящий от характеристики трубы.

Таблица 6.13

Параметры подъема нефтепровода диаметром 1020x11 мм четырьмя трубоукладчиками

Высота	Высота		Рас-	Длина	Усилие на		Усилие	Напря-
подъема	подъема		стояние	припод-	крюке		на крюке	жение	в
крайними	средними		между	нятого	крайних		средних	стенке
тру-	тру-		трубо-	участка	трубоук-		трубо-	трубы
боуклад-	боуклад-		уклад-	l, м	ладчиков		укладчи-	σ, МПа
чиками	чиками		чиками		Р1= Р4,		ков
h1 = h4,	h2 = h3,		l0, м		кН		Р2=Р3, кН
см	см
10	15,6		12,8	85,4	213	136		60
20	31,2		15,2	101,6	253		162	85
30	46,8		16,9	112,4	281		179	104
40	62,4		18,1	121	301		193	126
50	78,0		19,2	128	318		204	135
60	93,6		20,1	134	333		214	148
Значения коэффициентов m, η, fус, φ приведены в табл. 6.9, значения А, В,
С нефтепроводов диаметром 530 - 1020 мм в табл. 6.10, а значения h1									и 4 h1
- в табл. 6.11.							Таблица 6.14
							Таблица 6.14
Параметры подъема нефтепровода диаметром 1020x11 мм пятью
			трубоукладчиками
Высота	Высота		Рас-	Длина	Усилие на	Усилие		Напря-
подъема	подъема		стояние	припод-	крюке		на крюке	жение	в
крайними	средними		между	нятого	крайних		средних	стенке
тру-	тру-		трубо-	участка	трубоук-		трубо-	трубы
боуклад-	боуклад-		уклад-	l, м	ладчиков		укладчи-	σ, МПа
чиками	чиками		чиками		Р1= Р5,		ков
h1 = h5,	h2=h3 = h4,		l0, м		кН		Р2=Р3=Р4,
см	см						кН
						134
10	16,6	21,4	12,6	97	207	134		61
20	33,1	42,8	14,9	114,9	247		159	87
30	49,7	64,1	16,5	127	273		176	106
40	66,2	85,5	17,8	137	293		189	122
50	82,8	106,9	18,8	145	311		200	137
60	99,4	128,3	19,7	151	325		209	150

620

При производстве ремонтных работ технологические параметры подъема и укладки считаются выбранными правильно, если напряжения в поднимаемом нефтепроводе не превышают величины, установленной зависимостями (6.58). Кроме того, следует проверить обеспечение продольной устойчивости трубопровода, при этом необходимо учесть нагрев металла трубы днем солнечными лучами.

Таблица 6.15

Параметры подъема нефтепровода диаметром 530-820 мм четырьмя трубоукладчиками

Диаметр	Высота подъема		Расстоя-		Длина	Усилие на крюках
нефте-	нефтепровода, м		ние между		припод-	трубоукладчиков,
провода,			трубо-		нятого	кН
Dн, мм	h1 = h4	h2 = h3	укладчи-		участка l,	Р1=Р4	Р2=Р3
			ками l0,	м	м
530	0,5	0,78	20,0		120	100,0	76,5
630	0,5	0,78	21,0		130	161,8	122,6
720	0,5	0,78	23,0		138	199,0	151,0
820	0,5	0,78	17,0		115	182,7	117,0

		Р1	Р2	Р3		Р1=P3
	Q				Q	h1=h3
a	Ro	h1	h2	h3		Rl
						Rl

	a	l0	l0	a
			l

								Р1=P4
			Р1	Р2	Р3		Р4	Р2=P3
	Ro	Q					Q	h1=h4
б	Ro	Q	h1	h2	h3	h4	Q	h2=h3
б								Rl
		a					a	Rl
		a	l0	l0		l0	a
				l

Рис. 6.10. Расчетные схемы подъема трубопроводов при учете веса и расстановки ремонтных машин: а – тремя трубоукладчиками; б– четырьмя трубоукладчиками

Если эти требования соблюдаются, то по выбранным и расчетным значениям параметров составляют технологическую схему подъема и укладки нефтепровода.

Во избежание динамических нагрузок подъем нефтепровода должен производиться одновременно всеми участвующими в подъеме

621

трубоукладчиками, плавно, без рывков и резких ослаблений с соблюдением соотношений высот подъема и расстояний, указанных в данной методике.

Основные технологические параметры состояния ремонтируемого нефтепровода диаметром 1020x11 мм при подъеме его тремя, четырьмя и пятью трубоукладчиками приведены в табл. 6.12, 6.13, 6.14. В табл. 6.15 представлены технологические параметры для нефтепроводов диаметрами 530-820 мм.

Таблица 6.16

Технологические параметры и расчетные значения усилий подъема трубопровода

подъемаСхемаи расстановки ремонтныхмашин трубопроводаДиаметр и стенкитолщинаD	трубоукладчиковЧисло , h, шт	ремонтнойМассамашины, Q, кН
мм , δ
н

	219х5	3	10
а	273х5	3	10
а	325х5	3	10
	377х7	3	15
	426х6	3	15
	530х8	4	20
	630х8	4	20
б	720х9	4	20
б	820х9	4	25
	820х9	4	25
	1020х10	4	25
	1220х12	4	25

Высота

подъема трубопровода, м

h1 h2

0,63 1,01

0,77 1,20

0,73 1,11

0,70 1,03

0,68 1,01

0,66 1,17

0,65 1,10

0,63 1,02

0,63 1,01

0,61 0,98

0,60 0,93

Расстояниедо ремонтной машиныa, м	Расстояниемежду трубоукладчиками, l	,	l, м
Расстояниедо ремонтной машиныa, м	Расстояниемежду трубоукладчиками, l	приподнятогоДлина участка	l, м
	м ,
	0

4	13	59
4	14	67
4	15	72
4	16	77
4	17	82
4	20	112
4	20	115
4	20	118
4	20	120
4	20	124
4	20	130

Усилия

подъема трубопровода, кН

Р1 Р2

19,9 8

25,6 12

33,1 17

51,4 25

62,1 33

97,2 60

129 80

174 100

214 130

321 200

468 289

Выбранная схема подъема в процессе работы контролируется по расстоянию между трубоукладчиками и высоте подъема нефтепровода в местах нахождения троллейных тележек.

Во всех случаях необходимо выполнить проверку по грузоподъемности трубоукладчиков на расчетном вылете стрелы. При этом усилие на крюке трубоукладчика должно назначаться с учетом коэффициента перегрузки – 1,1.

Значения технологических параметров, приведенные в табл. 6.8 - 6.15 определены для нефтепроводов при условии равнопрочности их стыков и отсутствия дефектов в стенках труб, снижающих несущую способность.

622

При разработке проектной документации (рабочий проект, проект производства работ – ППР) расчет технологических параметров подъема и укладки нефтепроводов, количества трубоукладчиков, расстояний между ними и усилия на крюках трубоукладчиков необходимо производить с учетом технического состояния нефтепроводов, и положения и воздействия на них различных факторов.

Значения технологических параметров, приведенные в табл. 6.8 – 6.15 могут служить исходными максимальными параметрами для поверочного расчета и последующего подбора технологических параметров ремонтных колонн с учетом расстановки ремонтных машин.

Результаты расчетов уточненных параметров подъема трубопроводов тремя и четырьмя трубоукладчиками с учетом веса и расстановки ремонтных машин (рис. 6.8) приведены в табл. 6.16. Все расчетные коэффициенты и параметры подъема трубопровода приведены по результатам расчетов, выполненных в работе [54].

6.8. Расчет на прочность подземных трубопроводов при их демонтаже

При реализации различных вариантов капитального ремонта подземных газонефтепроводов методом параллельной прокладки и замены трубопровода приходится выполнять демонтаж заменяемого участка путем извлечения и укладки его на бровку разработанной траншеи трубоукладчиками.

Для предохранения стенок трубы от механических повреждений вокруг оболочки оставляется защитный слой грунта. Кроме того, правилами капитального ремонта газопроводов малых и средних диаметров для экономии ресурсов допускается извлекать подземные трубопроводы без разработки траншеи, с предварительным созданием узкой прорези над трубой малыми траншеекопателями или рыхлением грунта.

Во всех этих случаях необходимо оценивать напряженнодеформированное состояние с учетом веса и сопротивления грунта вертикальным перемещениям трубопровода.

6.8.1. Последовательность расчета напряженно-деформированного состояния труб при демонтаже с вскрытием траншеи

Целью расчета является подбор кранов-трубоукладчиков по грузоподъемности, проверка правильности их расстановки и предохранение стенки трубы от пластических деформаций [53].

Расчетная схема демонтируемого вскрытого участка трубопровода приведена на рис. 6.11.

623

V		P3	qтр
		P3	qтр
	q			RA
	q
Ro	P1	P2		А
		h3	hq	h4
0	h1 h2			x
l1			положение трубопровода	x
l1			положение трубопровода
l2			до подъема
lq		l3
		l3
		L
	Рис. 6.11. Расчетная схема демонтажа трубопровода

Из решения дифференциального уравнения изгиба оси трубопровода без учета продольных сил определяется изгибающий момент в характерных точках поднимаемого трубопровода по формуле:

М	i	= q(x) L2 ω ,	(6.71)
	i	i

где q(x) – вес трубопровода; L – длина поднимаемого участка для зафиксированной расчетной схемы; ωi – безразмерный параметр, определяемый для каждого характерного расчетного сечения № i.

Расчетными сечениями являются точки подвеса трубопровода на крюках трубоукладчиков и места установки ремонтно-очистных машин: х = l1; x = l2;

х = lq; x = l3.

Вес трубопровода q(x) определяется для характерных участков:

при 0 < x ≤ lq,

q(x) = q + qтр;

при lq < x ≤ L,

q(x) = qтр,

где q – вес грунта; qтр – вес трубы с изоляцией.

Значения безразмерного параметра ω определяются по формулам:

~ ~

~~ 2

q l

ω =

С l

+ С

−

при x = l1,

(6.72)

~ ~ ~

q l

ω = С

+ C

−

+ P P (l − l )

при х = l2,

(6.73)

~~ 2

~ ~

~ ~ ~ ~

~ ~ ~

q lq

ω = С1 lq

+ C2

−

+ P1P3

(lq

− l1 )+ P2 P3

(lq − l2 ) при x = lq,

(6.74)

~~2

~ ~

~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

q l

(1−q ) ~ ~

ω =С l

+C −

+ P P (l

− l )+ P P

−l

)−

− l ) при х = l3. (6.75)

Вспомогательные безразмерные параметры, использованные в выше приведенных зависимостях, определяются по формулам:

в2

С1

)

в1

−

~ 2

− Р3

− l3 )

;

(6.76)

− l

624

;

li =

(i = 1;2;3;q);

Рi

(i = 1;2);

(6.77)

qтр

1 ~ ~

2в2

в2

С2

−

Р3

)

в1

−

(1 − l3 )

;

(6.78)

− l

~ ~

(1 − q )

P1P3

P2 P3

в1

(1 − lq )

−

− l1 ) −

− l2 )

+ h3h4

;

(6.79)

EIh

;

(6.80)

qтрL4

~ ~

(

− ~)

~ ~

P P

~ ~

1 3

2 3 ~ ~

в2

(l3

− lq )

−

(l3

− l1 )

−

(l3

− l2 ) + h3

;

(6.81)

2в2

3(3 − 2 l3 )

в2

Р3

в3

−

в1 −

;

(6.82)

(1 −

)

~l3 (1 − ~l3 )

~ ~

( −

P P

1 3

2 3

в3 =

− lq )

−

− l1 )

−

− l2 ) .

(6.83)

Усилие Р3 определяется по формуле:

Р3 =

qтр L .

(6.84)

Р3

При демонтажных работах толщину слоя грунта над трубопроводом следует выбрать из условия обеспечения прочности демонтируемого трубопровода, технических возможностей используемых для демонтажа техники. При необходимости грунт над трубопроводом снимается. Длина демонтируемого участка трубопровода, находящегося под слоем грунта, определяется решением уравнения

~ ~

~ ~ ~ ~ ~ ~

l4 − l

+ P + P )

− l2

− P P l

)

−

1 3 1

2 3 2

~ ~

~ ~~ ~ ~

− l

(P l2

+ P l2 )

+ P

(P l

3 + P l

3 )+

= 0,

1 1

2 2

3 1 1

2 2

где

hq EI

;

qтрL4

(6.85)

(6.86)

hq – толщина слоя грунта над демонтируемым трубопроводом.

Используя условие v΄(x) = 0, где высота подъема (прогиба) имеет наибольшее значение, находим

= qтрL4 ~

hmax EI hmax ,

где

трубопровода

(6.87)

625

~l2

(~l

− ~l

)

~ ~

(~l − ~l

= P C

+ C

+ P

+ P P

max

(6.88)

~ ~

− l

)

q l

(1 − q )

+ P P

−

− l

)

2 3

; l0 – расстояние от начала изогнутого участка (где h = 0) до сечения,

где высота подъема (прогиб) имеет максимальное значение.

Здесь ~l

определяется решением уравнения

− l0

[3Р3 (C1

+1 + P1

+ P2 )−

3lq (1 − q )]−

−

~ ~ ~ ~ ~ ~

(6.89)

− l0

[6C2

6P3

(l3

+ P1 l1 + P2 l2 )−1 + q

− 3lq

(1 − q )]−

~ ~2

− 3P3

(l3

+ P1 l1

+ P2 l2 )− lq

− q )(1 + lq )= 0.

Формулы (6.71) – (6.89) устанавливают зависимость между усилиями трубопровода, геометрическими характеристиками демонтируемого трубопровода, сопротивлением грунта, который находится над демонтируемым трубопроводом, высотой подъема, длиной изогнутого участка трубопровода, возникающими при подъеме напряжениями изгиба. На демонтируемом участке трубопровода действует также и продольное усилие.

При незначительной длине демонтируемого участка, особенно в начальном участке демонтажа эти продольные усилия незначительны, и ими можно пренебречь. Для расчета демонтируемого трубопровода в этом случае можно пользоваться формулами (6.71) – (6.89).

При демонтаже протяженного участка извлеченный трубопровод укладывается на грунт или на временные опоры. Протяженный трубопровод изза трения о грунт или об опоры не имеет возможности перемещаться свободно в продольном направлении. Вследствие этого при подъеме в трубопроводе на изогнутом участке возникают продольные усилия N.

Начальное продольное усилие определяется по формуле:

N0 =αt EF∆t ,

(6.90)

где ∆t – разность между температурой металла труб при демонтаже и укладке (строительстве).

Для суммарных продольных перемещений трубопровода на демонтируемом участке можно записать:

u =	N 2p	+	N 2p	+	N p L	,	(6.91)
	2 pEF		2 pдEF		EF

где Np – расчетное продольное усилие; L – длина изогнутого (демонтируемого) участка трубопровода; p – сопротивление продольному перемещению примыкающего подземного участка трубопровода; рд – сопротивление продольному перемещению трубопровода на демонтируемом участке (на поверхности земли), приходящееся на единицу длины трубопровода.

626

В зависимости от значений N0 и высоты подъема трубопровода возможны следующие случаи. В случае, когда ∆t = 0 продольное усилие на демонтируемом участке трубопровода всегда будет растягивающим. Для этого случая в формуле (6.91) следует принять значение Np = N. Если ∆t < 0 усилия N0 растягивающие, суммарные продольные усилия на демонтируемом участке также всегда будут растягивающими. В этом случае в формуле (6.91) значение Np = N – N0, подставляется абсолютное значение N0. При ∆t < 0 усилия N0 сжимающие, при подъеме трубопровода N0 уменьшается до N. При этом могут реализоваться два случая. Первый – усилия на изогнутом участке остаются сжимающими. Расчетное усилие Np = N0 – N. Данный вариант имеет место, когда

		N 2		N 2		N	0	L
u	<	0	+	0	+		0		,	(6.92)
u	<		+		+				,	(6.92)
1		2 pEF		2 pдEF		EF
		2 pEF		2 pдEF		EF

где u1 – удлинение трубопровода в связи с его искривлением при подъеме (разность длин изогнутой оси трубопровода и прямого трубопровода на демонтируемом участке).

Второй – в ходе подъема трубопровода изменяется направление усилия. До подъема усилие N0 было сжимающим, а после подъема усилие становится растягивающим. Тогда расчетное усилие Np = N0 + N. Этот вариант реализуется при условии:

	N 2		N 2		N	0	L
u >	0	+	0	+				.	(6.93)

1	2 pEF		2 pдEF		EF

В формулах (6.91), (6.92), (6.93): первое слагаемое – абсолютная величина
продольной деформации примыкающего подземного участка									трубопровода

(левее начала координат - точки О - на рис. 6.11); второе слагаемое – абсолютная деформация участка трубопровода, извлеченного из траншеи, очишенного от остатков грунта и изоляции и уложенного на поверхность строительной полосы - правее точки А.

Для всех вариантов следует иметь ввиду, что должно соблюдаться условие N ≤ Lдрд, Lд – протяженность лежащего на поверхности демонтируемого участка трубопровода. Если это условие не соблюдается, то для всех вариантов необходимо принять N = Lдрд.

Зависимость между продольными усилиями, действующими на изогнутом участке, и высотой подъема трубопровода устанавливается следующей формулой:

Lpp

EF(р

+ р)

− h

)

1 +

max

−1

. (6.94)

(рд +

р)

8L2 pp

L − l0

Значения изгибающих моментов с учетом продольного растягивающего усилия определяется по формуле (6.71).

Безразмерные параметры изгибающих моментов при этом для характерных сечений определяются по следующим формулам:

627

tha1

при x = l1;

ω = 2qcha1

C1 + C2

−

cha

(6.95)

tha2

~ ~

ω = 2qcha2

+ C2

−

+ 2P1P3sh(a2 − a1 ) при x = l2; (6.96)

cha2

thaq

ω =

2qcha

−

1−

cha

при x = lq;

~ ~

sh(aq −a2 )

+2P1P3sh(aq −a1)+

2P2P3

tha3

ω =

2qcha3

+C2

−

1−

cha3

~ ~

−a1)+

при х = l3;

2P1P3sh(a3

ch(a3 −aq )

~ ~

+2P2P3 sh(a3 −a2 )−(1−q)

a = kL ; a = kl

; a

= kl

; a

= kl

; a

= kl

;

k 2 =

N p

;

~ ~

[sh(a − a3 )− a + a3 ]−

С1 =

a2h3h4

−

(sha − a)−

сha −1

~ 1

cha

− (1 − q)

ch(a − aq )

(a − aq )2

− q

−

2a2

~ ~

−

P1P3

[sh(a − a

)− a + a ]−

P1P3

[sh(a − a

)− a + a

] ;

С2 =

− aC1(cha3 −1)−

sha3 − a3

(a − a

cha

(1− q)

1− ch(a3 − aq )+

−

− q

~ ~

− P1P3[sh(a3 − a1 )− a3 + a1]− P2P3[sh(a3 − a2 )− a3 + a2 ]};

(6.97)

(6.98)

(6.99)

(6.100)

(6.101)

(6.102)

где

628

<<< < Предыдущая 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 6263 / 8363 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Основы проектирования и строительства трубопроводных систем

#
01.06.202118.76 Mб332Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte.pdf
#
01.06.202138.43 Mб21ВСТО трубопроводная система.ppt
#
01.06.20216.05 Mб57Описание технологических объектов транспорта газа.pdf
#
01.06.20215.41 Mб39Проектная документация Лукойл-Западная Сибирь.pdf
#
01.06.202114.36 Mб42Проектная документация Северный поток 2.pdf
#
01.06.202114.36 Mб31Северный поток-2.pdf

4	13	59
4	14	67
4	15	72
4	16	77
4	17	82
4	20	112
4	20	115
4	20	118
4	20	120
4	20	124
4	20	130

4	13	59
4	14	67
4	15	72
4	16	77
4	17	82
4	20	112
4	20	115
4	20	118
4	20	120
4	20	124
4	20	130

4	13	59
4	14	67
4	15	72
4	16	77
4	17	82
4	20	112
4	20	115
4	20	118
4	20	120
4	20	124
4	20	130