книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов
..pdfПри четырех ветвях FK= 0,000974 = 0,00388 м2, откуда
ак = 1730/0,00388 = 446 103 кПа = 446 МПа. |
||
18. Напряжения по формуле (3.256) при |
+ qned =490 + 220 = 710 Н/м |
|
■ '■ '-“ S |
- 49-3 »- |
|
19. Модуль упругости каната по формуле (5.258) |
||
Е„ = 0,64 -2,1-105 |
= 1,344 -105 МПа |
|
20. Удлинение каната от действия qc„ + q„eà |
по формуле (5.255) |
|
ASK.4 = 49,3-205,3/1,344- 105
21. Удлинение оттяжек от действия qc„ + qned по формуле (5.259) ASomq = 49,3- 67,3/1,344105 = 0,0247 м.
22. Сближение опорных точек каната по формуле (5.260)
ALq=2- 0,0247 = 0,0532 м.
21,8
23. Суммарное изменение расстояния между опорными точками по формуле (5.261)
AL = 0,0532 -0,12 = -0,0668 м.
24.Суммарное изменение длины каната по формуле (5.262)
4X^ = 0,0753 -0,0985 = -0,0232 м.
25. Увеличение стрелы провисания каната по формуле (5.263)
|
15 0,0753 |
, 5 - 4 e f » . y + 2 « ( » L V |
|
|||||
4Г« = |
|
I 2 OOJ |
\2 0 0 j |
0,0532 = 0,25 м. |
||||
|
|
|
|
16-20 • 5 |
|
|||
200 |
5 - 2 4 ^ ) |
|
\2 0 0 j |
|
||||
|
Л |
2оо; |
|
200 |
|
|
||
26. Общее изменение стрелы провисания каната по формуле (5.264) |
||||||||
15 • (-0,0232) + |
15—4оГ |
20 + °-25 |
Y + 28яГ 20+°-25 У (-0,0668) |
|||||
4Г= - |
|
|
Л 200 - (-0,0668)J |
Л 200- (-0,0668)) |
||||
|
|
20 + 0,25 |
Г |
_ 2/ |
20 + 0,25 Ÿ |
|||
|
|
16 |
||||||
|
|
200 - (-0,0668) 1 5 |
V200 - (-0,0668)J |
|||||
|
|
|
||||||
= -0,172 м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
27. Фактическая длина каната по формуле (5.265)
|
Ьфокт = 200 - |
(-0,0668) = 200,0668 м. |
|
28. Фактическая стрела провисания по формуле (5.266) |
|||
|
/факт = 20 + (-0,172) = 19,828 |
м. |
|
29. Максимальное усилие в несущем канате по формуле (5.267) |
|||
Т = 6,425 • 200,0688 1. М |
2 =1744 кН. |
||
х max |
2 |
Y 1^4-19,828 ) |
|
|
|
||
30. При этом значении |
условие (5.251) перестает выполняться |
||
1744-4 = 6976 > 6960.
Необходимо подобрать другие канаты и повторить расчет.
Пример 5.13. Рассчитать двухтрубный арочный переход в бесшарнирном исполнении на прочность и устойчивость при следующих данных: DH*S =*=
520x8 мм; F= 131 см2; |
/= 4.4-104; ^=1680 см3; £/=9,24 104кН м2. |
|
Расчетные нагрузки: |
qK= 3500 Н/м; |
|
- собственный вес конструкции |
||
- нефть в двух трубах |
|
q„p = 4070Н/м; |
- пешеходы, гололед |
|
= 1880 Н/м; |
- всего |
|
q = 9450 Н/м = 9,45 кН/м. |
Параметры арки: |
£= 48 м; /= 5 м; материал - сталь 17ГС; Д2 = 261 МПа. |
|
Решение
1.Длина дуги арки по формуле (5.292)
|
t-n =48 |
= 49,3 м. |
|
3 U e J |
|
2. |
Усилия в спаренной арке |
от полной симметричной вертикальной |
нагрузки (см.табл.5.15)
1
к= -
45-4,4-10- 4 * 1 ;
1+
4-131 -10“4 -52
Л= Д = — — *- = 226,8 кН;
Н= 945-48^ = 544,3 кН. 85
Моменты МА= Мв = Мс = 0; в четверти
М „ 4 = ^ - / * „ 4 - ^ = 2 2 6 ,8 ^ - 544,3-0,75-5- 9,45-48" = 0, 32
т.е. имеем случай рациональной формы оси арки, когда моменты во всех сечениях равны нулю.
3. Усилия в двух трубах от собственного веса конструкции и несимметричной нагрузки нефтью в момент заполнения труб (трубы заполнены на половину пролета)
Л = 3’5 ' 48+ — 4.07-48 = 163,5 кН; 2 32
35-48 3
£= ^ - ^ + — •4,07-48 = 102,3 кН;
|
|
2 |
32 |
|
|
|
Я = ^ 1 |
+ ^ 1 |
= 318.8кН; |
|
|
8-5 |
16-5 |
|
|
|
М А = - 4,07-482 = -146,5 кН -м; |
||
|
|
|
64 |
|
|
|
М в =146,5 кН-м; |
||
|
|
|
Мс - 0. |
|
4. |
При данном загружении наибольшие напряжения |
|||
ег = |
146’51°3 |
+ 31.88-ю3 =5575. ^ 6 |
^ 2 = 5 5 ,75МПа </?2=261 МПа. |
|
2-1680-10-6 |
2-131-10-4 |
|
|
|
5. По формуле (5.295) условие обеспечения продольной устойчивости
N = л/226,82 + 544,32 < NKp = —^— -^ 1 1?- ; 49,У
589,7 кН< 3002 кН.
6. По формуле (5.296) условие обеспечения поперечной устойчивости
9 24-104 |
5 9»45 кН/м < 507 |
9,45 < qkr = 60,7 ~ 2 |
Следовательно, условия прочности и устойчивости для данных случаев загружения арочного перехода обеспечивается.
Аналогичным образом могут быть проверены прочность и устойчивость и для других расчетных случаев, например для горизонтального смещения пяты равномерного нагрева на / С и т.д.
Пример 5.14. Рассчитать на прочность защитный футляр на переходе трубопровода диаметром DH= 1020 мм через автодорогу.
Исходные данные: Н - 2,5 м; грунт - насыпной, угрлр = 17 кН/м3; <ргр- 27°; /^=0,5; ко = 1 10 кН/м3; полотно дороги - бетонное, hm = 0,2 м;
Еп= 2 10567 кПа; //=0,17; давление от подвижного состава создается трехосным автомобилем; расчетное сопротивление материала футляра R2=260 МПа.
Решение
1. Ориентировочное значение диаметра защитного футляра по формуле
(5.297)
DK= 10202/(0,9 • 1020 - 85) = 1249 мм. Принимаем DK= 1220 мм; гК= 6 10 мм.
2.Ширина свода обрушения по формуле (5.301)
3.Высота свода обрушения по формуле (5.300)
hce= 1,97/2 0,5 = 1,97 м.
4. Как видно, Исв < Н, следовательно, над футляром образуется свод естественного обрушения, и значения qzpe и q2p6 определяем по формулам (5.299) и (5.303), соответственно:
qzp.e = 1,2-17- 1,97 = 40,2 кПа;
5. Момент инерции полотна дороги по формуле (5.308) /„= 1,0- 0Д3/12 = 0,000667 м4.
6.Цилиндрическая жесткость полотна дороги по формуле (5.307)
=13,7-Ю3 кН м2.
7.Коэффициент жесткости полотна дороги по формуле (5.306)
8.Параметр а' по формуле (5.311)
а |
3 • it = 2,03 м. |
|
4*1,162 |
таким образом, зона распространения суммарной эпюры реакции основания определим как сумму
|
|
2а = 2,03 + 1,6 + 2,03 = 5,66 |
м. |
|||
9. Максимальное значение реакции основания (рхтах имеет место в точках |
||||||
х2и хз, равных нулю, когда |
q = 1,0 (см.формулу 5.309): |
|||||
|
|
|
= ^ ^ - 1 |
. 0 = 90.6 КП, |
||
10. |
Тогда нагрузка q = (fhmax= |
90,6 |
кПа. |
|
||
11. |
По формуле (5.312) находим <J niax при |
0 и z = / / = 2,5 м |
||||
90,6 ( |
2,83 |
2,83 Л |
2 • 2,83 • 90,6-2,5-(-2,52 -2,832) |
|||
7* = — |
■[ arctg— r + arctg^— ------ |
--- |
------------ --------------------- |
4 = 77,5 кПа. |
||
п |
V |
2-5 |
2>5 ' |
я-• П2,52 - 2,832[ |
+ 4 -2,83 • 2,52 |
|
12.Находим (Тгмах (см.табл. 5.24)
- = — = 0 , 8 8 3 - ► = 0,850- » е г ,_ = 7 7 |
кПа. |
|||
а |
2,83 |
q |
гтах |
|
Как видим, |
результаты |
расчетного |
и табличного |
определения <Jzmax |
достаточно хорошо согласуются.
13. Расчетное давление от подвижного транспорта по формуле (5.319) ?„= 1,1* 77,5 = 85,3 кПа.
14. Расчетное сжимающее усилие по формуле (5.315)
N = -0,61 (40,2 + 85,3) = - 76,6 кН/м. 1
15.Расчетный изгибающий момент по формуле (5.316)
М= 0,25- 0,612 (40,2 + 85,3 - 19,76) = 9,837 кН-м/м.
16.Толщина стенки футляра (кожуха) по формуле (5.314)
76,6 103 |
з |
■) |
6-9,837-103 = 14,92 -10_3м = 14,92 мм. |
76,6 10 |
|
||
2 -260106 |
2 -260106 |
|
260-106 |
47 0,8 ОД25 |
( 1,165 |
2 |
1,5 |
U 260; |
= 2,68 м/ч. |
|
7. Коэффициент удельного сопротивления грунта при толщине стружки срезаемого 1рунта hc = 0,2 см и и5= 2,68 м/ч.
К-= 40 -105 Н/м2 (рис. 5.42).
8. Среднее усилие, необходимое для разрушения грунта режущей головкой, по формуле (5.237)
Р _ = 40 -105-0,002 — -2 = 10080 Н. |
||
qj |
г |
2 |
9.Мощность, затрачиваемая на бурение скважины, по формуле (5.336)
УУб = 1 0 0 8 0 - ^ ^ - ^ - ^ = 28900Вт = 28,9 кВт.
6 |
2 |
30 |
10. Производительность шнекового транспортера по формуле (5.343) |
||
Qm = 60 • |
1,165 • 0,8 |
• 47 • 1,5• 0,125 = 450,9 т/ч. |
|
4 |
|
11. Мощность, затрачиваемая |
на перемещение грунта шнеком, по |
|
формуле (5.342) при поправочном коэффициенте ко = 1,9, коэффициента сопротивления насыпного грунта транспортированию WT = 40 (рис. 5.44) и длина шнека Lut = 30 м.
450,9-30 -40-9,8 = 0,78 кВт. 3,6 106 -1,9
12. Масса единицы длины защитного футляра (кожуха) по формуле (5.348) при толщине 4 = 14,3 мм, внутреннем диаметре DKe = 1220 - 14,3-2 = 1191,4 мм и рст - 7850 кг/м3
GK= j(l,2 2 2 -l,19142)-7850 = 425,2 кг/м.
13. Масса единицы длины шнека по формуле (5.347)
Ош = 0,6-425,2 = 255,1 кг/м.
14. Масса грунта на единицу длины шнека по формуле (5.349)
G„ = —-1,19142-1500-0,125 = 209кг/м.
у4
15.Масса единицы длины шнекового транспортера с разрабатываемым грунтом по формуле (5.346)
GK= 255,1 + 209 = 464,1 кг/м.
16. Мощность затрачиваемая на продавливание футляра по формул (5.345) при высоте насыпи h„ = 1 м, толщина материкового грунта над футляром hM= 2 м площади действия нагрузок на футляр F=И м 2 (рис. 5.46), коэффициента трения стали о грунт/ = 0,6 и временной нагрузке
qr = 0,627-106 Н/м2 (табл. 5.34)
|^3(1500• 1 +1600 • 2) • 1,22 + -|(l,222 - 1.09142)• 7850
N »P = |
60-10J |
|
+ 464,1 ]-30-9,81 + 0,627-106 11 } 0,6 ■0,8 • 0,125 • 1,1652 = 6,96 кВт.
•1,5• 1,262
17.Требуемая мощность установки горизонтального бурения по формуле
(5.335)
Ny = 28,9 + 0,78 + 6,96 = 36,64 кВт.
Если принять длину шнека Ьш= 60 м и произвести расчет в той же последовательности, то окончательно получим:
Ny = 28,9 + 1,56 + 8,95 = 39,41 кВт.
Как видно из табл. 5.28, установка горизонтального бурения УГБ-2, предназначенная для прокладывания защитного футляра диаметром 1220 мм, обладает мощностью 40,5 - 44 кВт и вполне может использоваться при исходных данных рассматриваемого примера.
Средний ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры (для линейной части магистральных газопроводов не рассматривается).
Текущий ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности трубопровода и состоящий в замене и (или) восстановлении отдельных частей.
Аварийно - восстановительный ремонт - ремонтно-восстановительные работы, выполняемые после наступления аварийного отказа трубопровода (полного отказа функционирования).
Система технического обслуживания трубопроводов включает основные составляющие:
•контроль за нормальным функционированием трубопровода и проверка соответствия условий эксплуатации установленным нормам и регламентам; капитальный, средний и текущий (профилактический) ремонты трубопроводов или оборудования;
•аварийно-восстановительные работы.
Первая из составляющих имеет важнейшее профилактическое значение, так как в зависимости от конкретных условий эксплуатации в данный момент определяет потребности в обслуживании и профилактических мерах в полосе трубопровода. Изменение внешних условий эксплуатации трассы может привести к значительным изменениям безотказности, долговечности и безопасности трубопроводов. Например, размывы берега на подводном переходе или траншеи трубопровода на склоне из-за водной эрозии могут привести к разрыву или потере устойчивости трубопровода. Заболачивание территории может вызвать уменьшение интегральной защищенности трубопровода от коррозии и т. п.
Методы капитального ремонта магистральных нефтепроводов классифицируются следующим образом.
1.Ремонт с заменой труб, выполняемый следующими способами: путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем последнего; путем укладки в отдельную траншею, в пределах существующего
технического коридора коммуникаций, вновь прокладываемого участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем заменяемого; путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь
прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.
2.Ремонт изоляционного покрытия, выполняемый следующими
способами:
•с подъемом трубопровода в траншее;
•с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее; без подъема с сохранением положения трубопровода.