Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

19.11.2023

Размер:

35.35 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 7071 / 8371 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 > Следующая >>>

выполняется проверка общей устойчивости криволинейного участка трубопровода по условию (2.69), при этом расчетное продольное сжимающее усилие находим по формуле (2.61), а расчетные кольцевые напряжения по формуле (2.9).

Для криволинейного участка подземного трубопровода, уложенного вставками холодного гнутья, продольная критическая сила определяется по формуле [2]:

Ъкг Е1	5ср Lip
Nкр	(7.167)
Lip	9п2

где LKp - расчетная длина волны выпучивания; ср - коэффициент нагрузки грунта при поперечном перемещении трубопровода, определяемый по зависимости:

С = ___9в___

(7.168)

рА + Ц, / 2 ’

где qo - сопротивление грунта поперечному перемещению трубопровода, определяемое по формуле (7.146); h - глубина заложения до оси трубопровода.

Критическая длина волны выпучивания для участка трубопровода, выполненного гнутыми вставками, определяется из выражения:

265El

(7.169)

80Е1-ср У

ЧвРо\ 1 +

ЯвРо )

где ро - радиус изгиба трубопровода.

После вычислений и сравнения усилий по формуле (2.60) делается вывод об общей устойчивости криволинейного участка трубопровода.

7.10. Примеры расчетов

Пример 7./. Рассчитать вероятность отказа стенки

магистрального газопровода диаметром 1220 мм.
Материал труб - сталь 17Г1С-У. Допустимое значение					вероятности
отказа ^„=0,02. Остальные исходные данные приведены в таблице.
Номер случайного значения	1	2	3	4	5
Рабочее давление, МПа	7,4	7,5	7,6	7,3	7,2
Предел прочности, МПа	590	580	577	598	570
Перепад температур, °С	-35	36	34	33	37

1. Случайные значения расчетного сопротивления стали трубы в соответствии с рекомендациями СНИП 2.05.06-85 [114]

R\ = 590- 0,75 = 301,020 МПа; 1,4- 1,05

R2 = 580 ■0,75 = 282,468 МПа;

1,4 ■1,1

577 0,75 = 281,006 МПа;

14 •1,1

RA = 598 ■0,75 = 305,102 МПа; 1,4- 1,05

R5 = 570 ■0,75 = 290,816 МПа. 1,4- 1,05

2. Математическое ожидание расчетного сопротивления стали по

формуле (7.23)
н 301,02 + 282,468 + 281,006 + 305,102 + 290,816				ж
R = ---- 1	:	1	:-----= 292,082 МПа.
	5
3. Вычисляется математическое ожидание температурного перепада At
к
м	-35 + 36 + 34 + 33 + 37 = 21°С.
At = 1	-35 + 36 + 34 + 33 + 37 = 21°С.

к5

4.Математическое ожидание давления р

У р

_	= -J— =	7,4+ 7,5+ 7,6+ 7,3 + 7,2		_ „
р		-----------------------------	5	= 7,4^,4 МПа.
	к
5. Предварительное значение расчетной толщины стенки без учета
осевых сжимающих напряжений
	прРн		1,1-7,4 1,22	- = 0,01654м.
Sn = -7= f

”2(/?, +пр) 2 • (292,082 +1,1 • 7,4) '

Полученное значение толщины стенки округляется по сортаменту до ближайшего номинального.

6И=0,0165 м.

6. Математическое ожидание продольных осевых напряжений по математическим ожиданиям температурного перепада At и рабочего давления

â npN = ц	_ щ EAt = 0,3	-1 • 1(Г5 • 2 • 105 • 21 = 48,28 МПа.
	2S.	2 0,0165

сгя/, N > 0, напряжения будут растягивающими и предварительно определенное

номинальное значение 0„ для дальнейших расчетов принимаем без изменений. 7. Вычисляются случайные значения параметров нагрузки как расчетные

продольные осевые напряжения:

п р Р „ _ г Л . _ п , 7,4• 1,22-1,1 , 1 Л _5

Qi=VnP.N = f*~5gL~ aiEAt = 0’3' 2 0,0165 --1 • Ю"5 • 2 • 105 • (- 35) = 160,28МПа;

Q 2 = 0 ,3 7f ^ 2; U - 1 .1 0 - s - 2 1 0 s -36= 19,5 МПа;

2-0,0165

е3 =о,з 7,6 1,22 -1,1 -М О -5 -2-105 -34 = 24,72МПа; 2 0,0165

Q, = 0 , 3 - - - - - -

- M O '5 • 2 • 105 • 33 = 23,06МПа;

^20,0165

à = 0 3 7,2 1,22 1,1 _ i .10"5 • 2 ■105 -37 = 13,84 МПа.

52 0,0165

8.Вычисляется математическое ожидание параметров нагрузки по

формуле (7.24)

^160,28 + 19,5 + 24,72 + 23,06 +13,84 = 48,28 МПа.

9.Математическое ожидание параметров прочности

^з = 1 , тогда R = Я, = 292,082 МПа.

10.Математическое ожидание запаса прочности по формуле (7.22)

S = 292.082 - 48.28 = 243.802 МПа.

Предположим, что при эксплуатации случайные механические повреждения и повреждения от коррозии устранялись своевременно. Тогда, пренебрегая на первом этапе старением трубы и считая, что случайные величины подчиняются нормальному закону распределения, вычисляются дисперсии параметров нагрузки и прочности по формулам (7.26) и (7.27):

Q _ (160,28 - 48,28)2 + (19,5 - 48,28)2 + (24,72 - 48,28)2 |

+ е м б ^ 8 1 1 о м 4 2 ^

е 3 | 4 д №

В (310,02-292,083)2 +(282,468-292,083)2 .

Л = —------------------------- ---------------------------------------------------------------

,(281,006- 292,083)2+(305,102-292,083)2 ,

+ ( 2 9 0 . m - 2 9 2 M t , 93.224МШ.

11. Вычисляется стандарт отклонения случайных значений запа прочности по формуле (7.25)

S= V93.224 + 3149.9 = 56.948МПа.

12.Определяется характеристика безопасности при нормальном зако распределения по формуле (7.21)

243,802 = 4,28.

56,948

13. По таблице интегралов функции Лапласа определяется величин интеграла вероятности Гаусса Ф(у) для вычисленного значения параметра безопасности

Ф(г) = 0,499.

14. Вычисляется вероятность отказа для нормального закона распределения случайных величин по формуле (7.19)

V = 1/2 -0,499 = 0,001.

15.Проверяем условие (7.28)

У~0,001<Удоп^®,02 - условие выполняется, т.е. отказ не произойдет.

Пример 7.2. Рассчитать переходное сопротивление изоляционного покрытия при контроле в процессе эксплуатации магистрального нефтепровода

диаметром 530мм. Толщина стенки трубы 7мм. Марка стали -	17Г2СФ. Число
станций катодной защиты (СКЗ) л=5, расстояние между	СКЗ	15 км.

Расстояние между контрольно - измерительными пунктами (КИП) по трассе - 3 км. Потенциал “труба-земля” при отключенных СКЗ: Umxe--0,6\B.

Данные измерения потенциала “труба-земля” на КИП № к

1. Смещение наложенной разности потенциалов в каждом КИП № к по формуле (7.36)

Um.JeK= 0,9-0,61 = 0,29 В				[на КИП № 1,6,11,16];
итлек= 1,2-0,61 =0,59 В				[на КИП №2,7, 12, 17];
	1,8-0,61 = 1,19В			[наКИП№ 3,8,13,18];
Ums.„= 2,0-0,61 = 1,39 В				[на КИП № 4,9,14,19];
Um.,M= 0,8-0,61 = 0,19 В [на КИП № 5,10,15,20].
2. Средневзвешенное смещение разности потенциалов в зоне действия
каждой СКЗ №i по формуле (7.37)
Um.3j =			15000			-= 0,47В.
	3000	3000	3000		3000
(						3000 \
1л/029 + VÔ59 + VTÎ9 + VÜ9 + VÔÎ9 J
3. Средняя плотность тока СКЗ №i по формуле (7.38)
		2,5		= 0,0001А /м,
		п •0,53
			15000
		101		= 0,00041А/м2;
		к •0,53* 15000“
	Jз =	12		= 0,00048А/м2 ;

		л •0,5315000“
	JA =	8		= 0,00032А/м2;

		Л' 0,5315000“
	J5=	6,5		= 0,00026А/м2
		л- 0,53	15000

4. Продольное сопротивление трубопровода по формуле (7.41)
R„=-		0,245 10-6			- = 2,13Ю _6О м м 2

я- • ("0,53 - 0,007; 0,007

5.Из номограммы ВНИИСТА (Приложение К) определяется конечное значение переходного сопротивления «труба-земля» /?„* = 210 Ом *м2

6.Сопротивление растеканию тока от газопровода по формуле (7.40)

-W210M.M2

р2 l0,532 0,8-2.13 10~6J

7.Переходное сопротивление в зоне действия СКЗ №i по формуле (7.39)

хп.1	0,47 --221 = 44790м м2;
	0,0001

			R„ 2	= — — ---- 221 = 9540м *м2;
			" 2	0,00041
				0,47 -221 = 7580м -м2,
				0,00048
				0,47	-221 = 1247,750м V ;
			0,00032
				0,47	- 221 = 1586,6 9 0 м м 2
		^ .5 = -0,00026
8.	Вычисляется переходное сопротивление контролируемого участка
трубопровода длиной L по формуле (7.42)
R„ =	( 15000	15000	15000		.................... ч- = 1330,929Ом м;
"	( 15000	15000	15000		15000	15000
	- + -= = г + -т= ^ +				------ = +	------=
	W 4479	V954	V758		Vl 247,75	Vl 586,69

Величина R„ сравнивается с допустимой |Æ„| по ГОСТ Р 51164-98

Rn < |/?„| = 12500 Ом-м (покрытие битумное, срок эксплуатации более 20 лет) Величина R„ не соответствует требованиям ГОСТ.

Для упрощения ручного расчета расстояния между СКЗ и между КИП , значения наложенных потенциалов на каждой СКЗ в данном учебном примере приняты одинаковыми.

Пример 7.3. Определить число циклов перепада давления до зарождения трещины и долговечность стенки трубы в нефтепроводе диаметром 273 мм при наличии риски шириной 1 мм и глубиной 0,5 мм. Толщина стенки 9,2 мм, материал стенки трубы - сталь 13ГФА по ТУ 14-3-1701-90. Давление в трубопроводе: рабочее -2,5 МПа, гидростатическое при остановке перекачки - 0,1 МПа.

Исходные данные:

рабочее давление в трубопроводе: в режиме перекачки р = 2,5 МПа; при остановках перекачки р = 0,1 МПа; диаметр наружный - 273 мм;

установленная диагностикой минимальная номинальная толщина стенки в зоне дефекта ôH= 9,2 мм;

установленный диагностикой дефект - риска с закругленными краями глубиной b = 1 мм и шириной d = 0,5 мм, радиус закругления р - 0,5 мм; механическими испытаниями установлены следующие характеристики стали 13ГФА:

предел прочности ав = 556,9 МПа; предел текучести ooj - 395 МПа;

истинные деформации при разрыве ек= 0,323; истинные напряжения при разрыве ак= 623,4 МПа;

относительное равномерное сужение у/в= 12,48%;

Диа1рамма истинных напряжений и деформаций растяжения =f(eÿ\

режим нагружения			-	мягкий,	асимметричный с	коэффициентом
асимметрии г = 0,04;
модуль упругости стали Е = 2,1 • 105 МПа;
число циклов нагружения за 1 год N2=160.
				Решение
1. Предел выносливости для сталей применяемых на нефтепроводах, по
формуле (7.47)
		сг_, = 0,4 • 556,9 = 222,76 МПа.
2. Показатель мягкого циклического нагружения по формуле (7.49)
		Х г		395
		Х г	=	1,2 • - — 0,35 = 0,501.
				556,9
3. Максимальные кольцевые напряжения в стенке трубы без учета
концентрации напряжений по формуле СНиП 2.05.06-85*
, „		/ ^	, и » (0 ,273- 2 0.0092)
	28,,			2	0,0092
4. Минимальные кольцевые напряжения без учета концентрации
напряжений		1,1		• 0,1 • (0,273 - 2 • 0,0092)		, „ .
етт		1,1		• 0,1 • (0,273 - 2 • 0,0092)		, „ .
етт		= - —		----------- :-------- = 1,52МПа
K4mi„				2 .0,0092
5. Коэффициент концентрации напряжений для риски по формуле
приложения О
				‘	9,2
		о.п — 1 + 2Л—			= 4,17.

*V0,5 (9,2-1)

6.Максимальные и минимальные напряжения в концентраторе (риске)

Опюх= ' 0кЧmax= 4,17 *38,05 = 158,7 МПа;

	0min Q-o' 0щтт	4,17* 1,52	6,34МПа.
7.	С использованием графика зависимости истинных напряжений от
деформаций <т, = Л е>) определяем истинные деформации при максимальных и
минимальных напряжениях
	&тах“ 0,016, emjn		0.
В случае отсутствия в результатах испытаний стали графика истинных
напряжений	oi=j{et\ епии и emin	определяются по графику зависимости
еа=<р(еср), рис 7.11.
8.	Амплитуда деформации в вершине дефекта (еа) и средняя деформация
цикла (еср) по формулам (7.51 )
	0,016-0 = 0,008;

412

9.Истинная деформация в вершине дефекта с учетом асимметрии циклов

нагружения по формуле (7.50)
0,008		= 0,0082.
еп = 1_ 0,008/
	'0,323
10. Из уравнения Менсона	- Коффина (7.48) для данного случая
определяется число циклов до зарождения трещины
1п-	Ï

1-0,1248		= 344,5 циклов.
N = 0,50и	222,76
0,0082-	2,МО5

11. Определяется долговечность по зарождению трещины

Т = — = ^	^ = 2,15года.
N2	160

Пример 7.4. Рассчитать остаточный ресурс трубопровода по характеристикам трещиностойкости. Расчет параметров циклического нагружения и характеристик трещиностойкости производится по формулам (7.52-7.60). По формулам (7.61-7.67) из совместного решения уравнений (7.61), (7.64) и (7.66) с учетом (7.62) определяются допускаемая и критическая глубина трещин. Далее по формулам (7.68-7.73) рассчитываются остаточный ресурс и предельное разрешенное давление.

Ввиду громоздкости формул для определения характеристик трещиностойкости и большой трудоемкости совместного решения уравнений (7.61), (7.64) и (7.66) составлена специальная программа расчета.

Пример расчета выполнен по специальной программе для нефтепровода диаметром 219 мм с рабочим давлением 10 МПа, трубы - из стали 20сп.

Исходные данные:
- временное сопротивление растяжению	440.000000 МПа;
- условный предел текучести	305.000000 МПа;
- относительное сужение после разрыва	64.300000 %;
- толщина образца	6.100000 мм;
- ширина образца	30.000000 мм;
- глубина усталостной трещины	3.100000 мм;
- шах усилие при циклическом разрушении	0.048300 МН;
- относительное равномерное сужение	15.360000%;
- максимальное рабочее давление	10.000000 МПа;
- среднее рабочее давление	8.000000 МПа;
- толщина стенки трубы	12.000000 мм;

- диаметр трубы	219.00000000 мм;
- число циклов перепада давления за год	579.000000

Относительная глубина трещины	Относительная глубина трещины
Рис. 7.13. График определения	Рис. 7.14. График определения
относительной допускаемой	относительной критической
глубины трещины	глубины трещины

На графиках (рис. 7.13, 7.14) показана процедура определения относительных допускаемой и критической значений глубины трещины.

Результаты расчетов:

- разрушающее напряжение по max разрушающей

силе для образцов с трещиной			263.934426 МПа;
- степень снижения разрушающих напряжений от
наличия трещин в образце для относительной
глубины трещины 0,5			1.199702;
предел трещиностойкости	для	относительной
глубины трещины 0,5			73.476235 МПа*м,/2;
разрушающие кольцевые	напряжения		для
бездефектной трубы с учетом характеристик
циклической трещиностойкости			671.970070 МПа;
- кольцевые напряжения от шах рабочего давления
в стенке трубы			81.250000 МПа;
- коэффициент запаса прочности при		рабочем	5.118591;
давлении			5.118591;
- относительная допускаемая глубина трещины			0.225510
- допускаемая глубина трещины			2.706120 мм;
- относительная критическая глубина трещины			0.730510
- критическая глубина трещины			8.766120 мм;

-коэффициент интенсивности

-коэффициент интенсивности упруго-пластических

деформаций	0.003045;
- число циклов нагружения	20460.976916;
- долговечность труб	6316 циклов;
- срок безаварийной работы	10 лет(год/года);
- предельное давление в трубе	5.054878 МПа.

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:

Номер замеряемого		Толщина стенки, мм				Диаметр
места по схеме		Фактическая (£*)			Номи	трубы,
		в точках			нальная	мм
					Snk
1	1	2	3	4	10	273
1	7,5	7,5	7,6	7,7	10	273
2	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273
3	7,3	7,2	7,4	7,3	10	273
4	7,4	7,4	7,5	7,4	10	273
5	9,3	9,3	9,4	9,4	10	273
6	9,1	9,0	9,0	9,0	10	273
7	7,8	7,7	7,8	7,7	10	273
8	8,8	8,7	8,7	8,8	10	273
9	7,9	7,9	8,0	8,0	10	273
10	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273
						I

Расположение мест замеров толщины стенки по сечению трубы:

Отбраковочая толщина стенки ôom6= 5,2 мм.

Решение

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

* = ^ £ ( 7 .5 8 0 - 8 .0 6 5 ) ’ = ^ = 0 , П З ,

<<< < Предыдущая 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 7071 / 8371 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги