Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte

709

Пример 7.5. Рассчитать остаточный ресурс по минимальной вероятной толщине стенки для нефтегазопромыслового трубопровода диаметром 273мм, транспортирующего продукты, не содержащие сероводород. Рабочее давление 10 МПа. Трубы изготовлены по ГОСТ 8731 из стали 20 по ГОСТ 1050. Трубопровод эксплуатируется с 1990г. Механические свойства стали труб, определенные твердометрией, имеют значения не ниже ГОСТ 8731.

Выполнено диагностирование и установлены значения толщины стенки:

Решение

1. Оценка среднеквадратичного отклонения замеряемой толщины стенки по формуле (7.94)

710

N

где δcр = ∑1 δk = 322,6 = 8,065 ; N 40

N – число замеров; δk – значение замеренной толщины; δср – среднее значение замеренной толщины.

2. Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода по формуле

(7.95)

δmin =8,065 − 2 0,7113 = 6,6424мм.

3.Проверяется условие δmin > δотб. В случае отсутствия исходных данных

отбраковочной толщины стенки δотб ее значение определяется для рассматриваемого вида трубопровода согласно п.п. 7.7.2 – 7.7.4.

Так как условие δmin = 6,6424 мм > δотб =5,2 мм выполняется, дальнейшая эксплуатация трубопровода допустима.

3. Средняя скорость коррозии по формуле (7.96)

4. Определяется остаточный ресурс трубопровода по формуле (7.97)

Пример 7.6. Требуется рассчитать остаточный ресурс нефтегазопромыслового трубопровода диаметром 273 мм с вероятностью прогноза 95%. Принимаем значения регламентированной надежности γ = 0,95% и односторонней доверительной вероятности, равной 0,95.

Принимается линейная модель износа, т.е. в уравнении δ = a τ m , m=1, расчетная толщина стенки с учетом допустимого износа, определенная предварительно по методике п. 7.7.2 и [87] δR=0,00626м. Остальные исходные данные принять по исходным данным примера 7.5.

Решение

1. По приведенным в таблице примера 7.5 данным подсчитывается значение относительного износа для каждого замера по формуле:

Ввиду большого массива чисел процесс расчета опускается

711

2.Определяется средний относительный износ по формуле (7.124) при

∆icp = 740,74 = 0,1935.

3.Среднее квадратическое отклонение относительного утонения по

формуле (7.126) при ∑Ni (∆к − ∆icр )2 = 0,1922

k=1

= 0,1922 =

Sδ 40-1 0,0702.

4. Полагая среднее квадратическое отклонение технологического допуска S0 =0,05, определяем среднее квадратическое отклонение относительного износа по формуле (7.128)

Sd = Sδ2 − S02 = 0,07022 −0,052 = 0,0493.

5.Верхнее интервальное значение среднего относительного износа для

квантиля нормального распределения с вероятностью 0,95, Ud=1,65 по формуле

(7.139)

∆icp* = 0,1935 +1,65 040,0493− 2 = 0,2067.

6.Верхнее интервальное значение среднеквадратического отклонения относительного износа определяется для Ud=1,65, β=0,95 по формуле (7.139)

9.Из табл. 7.3 при величине квантиля 2,165 находим значение функции Лапласа, равное 0,984.

10.Подставляя это значение в формулу (7.138), находим значение Г-%

вероятности, равное 0,984 · 0,95 = 0,935.

712

11.По таблице 7.3 Г-% вероятности 0,935 соответствует Uβ – квантиль, равный 1,52.

12.Вычисляется параметр Q* по формуле (7.140):

Q* = 0,374 0,2067 −1,52 0,05892 0,3742 + 0,052 (0,20672 −1,522 0,05892 )=1,18. 0,20672 −1,522 0,05892

13. Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%

T = (Q* −1) τ = (1,18 −1) 12 = 2,1 года.

Пример 7.7. Проверить устойчивость и отсутствие пластических деформаций на криволинейном участке подземного газопровода диаметром 1020мм, проложенного в сыпучих грунтах при следующих исходных данных.

Исходные геометрические характеристики участка:

l1 = 20,8 м – длина хорды изогнутого участка;

f1 = 0,5355 м – начальная стрелка прогиба этого участка;

θ= 21○ =0,368 рад – угол наклона плоскости от трубопровода;

αθ = 11,47○ – угол поворота, приведенный к плоскости оси трубопровода;

ρ1 = 101,26 м – радиус поворота в начальном положении;

h = 1,31 м – начальная глубина заложения до оси трубопровода. Геометрические характеристики трубы:

Масса единицы длины трубопровода с изоляцией и газом: qо = 374,7 кг/м.

Вес трубы qтр = 0,00367 МН/м.

Материал трубы – сталь 17Г1С с характеристиками: σв = 520 МПа; σт = 360 МПа.

Грунт – песок мелкий одноразмерный с физико – механическими характеристиками:

φгр = 30○ - угол внутреннего трения; ρгр = 1,58 т/м3 – плотность грунта; сгр = 0 – сцепление грунта;

Wгр = 5,6% - средняя влажность грунта; γгр=0,0155 МН/м3 - удельный вес грунта.

Характеристики ползучести:

к1 = 5,154; к2 = 0,0009; a1 = 1,49; a2 = 1,54; τ1 = 0,0014 МПа; τ2 = 0017 МПа.

Режим работы трубопровода и технологические параметры после пуска газопровода:

713

t2 = 35,7○C - температура газа; рраб = 5,45 МПа – рабочее давление; t = -22○C – расчетное значение температуры замыкания монтажного стыка.

Решение

1. Определяется сопротивление грунта горизонтальным перемещениям по формуле (7.143)

+(0,0155 1,02 1,31+ 0,00347) tg30o = 0.076МН/м.

2.Параметр tgβ по формуле (7.145)

10. Предельные касательные напряжения для данного грунта, определяемые по зависимости Кулона (7.152)

τпр = 0,0155 1,31 tg30o + 0 = 0,0119 МПа.

714

11.Коэффициент сопротивления продольным перемещениям при

однократном приложении нагрузки по формуле (7.153) ku = 0,146 + 4,68 1,31 = 6,2768МН/м3.

12. Упругая составляющая перемещения конца прилегающего участка по формуле (7.154)

Sн = 6,79 МН > P01пр = 0,727 МН – участки пластической связи образуются

В этом случае определяется пластическая условно – мгновенная составляющая продольного перемещения конца прилегающего участка для первого цикла приложения растягивающего усилия, равного эквивалентному сжимающему усилию от действия давления и температуры после ввода в

эксплуатацию, с учетом упругого отпора изогнутой части трубопровода.

15. Коэффициент, характеризующий сопротивление перемещению конца прилегающего полубесконечного трубопровода со стороны изогнутого участка трубопровода по формуле (7.157)

η = 45 2,1 105 4,41449 10−3 =1748.5 МН/м. 4 0,53552 20,8

16. Параметр, зависящий от упругого перемещения трубопровода в грунте и сопротивления изогнутой части трубопровода по формуле (7.158)

A= 6,79 −1748,5 0,0019 = 3,49 МН.

17.Параметр, зависящий от продольной жесткости трубы и предельных касательных напряжений в грунте по формуле (7.159)

В= 2 2,1 105 3,485 10−2 π 1,02 0,0119 = 557,864МН.

18.Пластическая условно мгновенная составляющая продольного перемещения по формуле (7.160)

=1,42 10−3 м.

19.Ползучие перемещения конца прилегающего участка трубопровода по формуле (7.161)

uпол = 8[5,15 (0,0119 − 0,0014)1,49 + 0,0089 (0,0119 − 0,0017)1,54 ]= 0,046м.

715

20. Циклическое накопленное перемещение конца прилегающего участка определяется по формуле (7.162) при х=0, принимая коэффициент сопротивления продольным перемещениям из табл. 7.4.

21. Суммарное продольное перемещение конца прилегающего прямолинейного участка с одной стороны, определяемое с учетом всех силовых факторов по формуле (7.163)

u= 0,0019 + 0,0014 + 0,0046 + 0,0019 = 0,0512 м.

22.Стрелка прогиба, определенная от действия всех нагрузок и воздействий по формуле (7.164)

24. Расчетные продольные усилия по формуле(2.61)

S=(0,2·271,95+1,2·10-5·2,1·105·57,7)·3,485·10-2=6,96 МН. 25. Расчетная длина волны выпучивания по формуле (7.169)

откуда Lкр = 5266,78 = 72,57 м;

26.Коэффициент разгрузки ср по формуле (7.168)

ср = 0,04 /(1,31+1,02 / 2)= 0,022 МН/м2

27.Критическая продольная сила определяется по формуле (7.167)

28. Проверяем условие устойчивости по формуле (2.60)

должно 6,96<0,9·2,164 , фактически 6,96>1,95 ,

т. е. устойчивость не обеспечивается.

716

29. Приращение стрелки прогиба изогнутого участка определяется по формуле (7.165)

e = f2 – f1 = 1,214 – 0,5355 = 0,6785 м.

30. Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние по формуле (2.50)

31. Продольные напряжения от нормативной продольной силы по формуле (7.166)

32. Проверяется выполнение условия (2.46)

0,9

727МПа>0.612· 0,9 1 ·360=220.3 МПа,

т. е. происходит потеря устойчивости трубопровода и дальнейшее нарастание стрелы прогиба с пластическими деформациями стенки трубы, требуется капитальный ремонт участка.

717

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Агапкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л. Справочное руководство по расчетам трубопроводов. – М.: Недра, 1987. – 191с.

2.Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. – М.: Недра, 1997. – 287с.

3.Акулов А.И., Бельчук Г.А., Демянцевич В.П. Технология и оборудование сварки плавлением. – М.: Машиностроение, 1977. – 432с.

4.Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. – М.:

ВНИИГАЗ, 1985. – 87с.

5.Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. – М.: Недра, 1979. – 176с.

6.Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Справочник мастера-строителя магистральных трубороводов. – М.: Недра, 1986. – 224с.

7.Бабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: Учеб. пособие для вузов. – М.: Недра, 1995. – 246с.

8.Березин В.Л., Ращепкин К.Е., Телегин Л.Г. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1978. – 364с.

9.Бородавкин П.П. Механика грунтов: Учеб. для вузов. – М.: ООО “Недра – Бизнесцентр”, 2003. – 349с.

10.Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1987. – 471с.

11.Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. – М.:

Недра, 1968. – 304с.

12.Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О.Б. Подводные трубороводы. –

М.: Недра, 1979. – 415с.

13.Бородавкин П.П., Глоба А.М. Сооружение трубопроводов в горах. – М.:

Недра, 1987. – 144с.

14.Бородавкин П.П., Синюков А.М. Прочность магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1984. – 383с.

15.Бородавкин П.П., Ким Б.И. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1981. – 160с.

16.Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. Проектирование и строительство. – М.: Недра, 1982. – 383с.

17.Будзуляк Б.В., Васильев Г.Г., Иванов В.А. и др. Организационно технологические схемы производства работ при сооружении магистральных трубопроводов: Учеб. пособие. – М.: ИРЦ Газпром, 2000. – 416с.

18.Быков Л.И., Автахов З.Ф. К вопросу проектирования балочных трубопроводных переходов / Сооружение, ремонт и диагностика трубопроводов: Сб. науч. тр. – М.: Недра, 2003. – С.49-59.

19.Быков Л.И., Автахов З.Ф., Лунев Л.А. Повышение эффективности использования балочных трубопроводных переходов / Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Вып. 2. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. –

С.208-221.

718