вполне осуществима на переходах через многие небольшие речки. Впрочем, возможна технология ремонта с отводом русла реки на время ремонта. При этом переход рассматривается как обычный прямой участок трубопровода, и возможно применить любую схему ремонта (вручную или с применением ремонтных машин и трубоукладчиков). Вся особенность будет связана с подготовительными грунтовыми работами и с осушением траншеи и ремонтного котлована на время ремонта.
В настоящее время действующие инструкции по капитальному ремонту магистральных трубопроводов разрешают ремонт с подъемом трубопроводов диаметром не более 720 мм. Последний рассмотренный пример показывает, что ремонт с подъемом трубопроводов большого диаметра может быть применен в некоторых случаях. Даже есть определенный «плюс» в этом − исключается подкапывающая машина.
На рис. 5.28 показаны расчетные схемы ремонта методом подъема трубопровода с применением ремонтных машин и соответствующие картины напряженного состояния. В табл. 5.10 приведены расчетные данные для выбора технологических параметров ремонта.
Таким образом, ремонт трубопроводов с подъемом без остановки перекачки нефти возможен на магистральных нефтепроводах всех диаметров.
5.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РЕМОНТА
Наиболее важными технологическими параметрами ремонта в зависимости от выбранной технологии ремонта являются следующие:
при ремонте без применения трубоукладчиков:
длина подкопанного участка трубопровода (той части трубы, которая в процессе ремонта не опирается нагрунт) L3;
значение допустимой просадки трубы после ремонта
∆V;
при ремонте с подъемом:
расстояние между трубоукладчиками а, b, с; усилия на крюках трубоукладчиков R1, R2, R3, R4.
При определении искомых параметров ремонта (L3, ∆V, а, b, R1, R2 и др.) следует исходить из того, чтобы суммарные
254
напряжения в стенке трубы ∑σ не превышали допустимых значений напряжений для данной трубы σдоп:
∑σ ≤ σäîï . |
(5.96) |
Как было отмечено, суммарные напряжения состоят из следующих составляющих: σи − напряжений от упругого изгиба; σр − продольных напряжений от внутреннего давления; σt − напряжений от разности температур при строительстве и ремонте; σрем − ремонтных напряжений.
Напряжения σи, σр, σt не зависят от ремонтной технологии, а определяются исходными условиями.
Напряжения σрем зависят от технологии ремонта. Путем выбора той или иной технологии ремонта и соответствующих технологических параметров ремонта можно добиться того, чтобы выполнялось условие безопасности (5.96). В связи с этим необходимо ввести понятие − допуст имое ремонт ное напряжение σдоп рем. Тогда условие (5.96) можно трансформировать в следующее:
σðåì ≤ σäîï ðåì . |
(5.97) |
Значение допустимого ремонтного напряжения σдоп рем определим из условия (5.96). При этом будем учитывать следующие особенности:
суммирование напряжений векторное (с учетом направлений);
максимальные напряжения могут образоваться в различных точках стенки трубы как по оси, так и по окружности;
некоторые напряжения распределены равномерно по сечению и длине трубы (от давления, температуры), а другие − неравномерно (от изгиба, ремонтные).
В результате преобразований соответствующих формул получим следующее выражение для допустимого значения ремонтных напряжений:
σäîï ðåì = (σäîï − |
|
σð + σt |
|
)2 − σè2 |
ãîð − |
|
σè âåð |
|
, |
(5.98) |
|
|
|
|
где σи гор − напряжения изгиба в горизонтальной плоскости; σи вер − напряжения изгиба в вертикальной плоскости.
Пример 5.9. На ремонтируемом участке нефтепровода «Дружба-2» диаметром 1220 мм и толщиной стенки 12 мм встречаются следующие особенности: прямолинейные участки; горизонтальные кривые (гнутые) вставки радиусом 60 м; вертикальные кривые (гнутые) вставки радиусом 60 м; верти-
255
кальные упругие изгибы радиусом 1500 м; горизонтальные упругие изгибы радиусом 1500 м; переходы через небольшие речки шириной до 25 м.
Рассматриваемый участок трубопровода уложен в траншею в ноябре (средняя температура 0 °С), ремонт планируется выполнить в летнее время без остановки перекачки (температура трубы + 15 °С).
Определим допустимые параметры ремонта поточным способом без применения трубоукладчиков при проходном давлении в процессе ремонта 2,0 МПа.
Сначала определим отдельные составляющие напряжений. Напряжения продольные от внутреннего давления
|
|
|
σð = |
|
µp(D − 2δ) |
= |
0,3 2,0(1220 − 2 12) |
= 29,9 МПа. |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
2δ |
|
|
|
|
|
2 12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Термонапряжения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
σt = −Eα∆T = −206 103 0,000012(15 − 0) = −37,1 МПа. |
|
||||||||||||||||||
|
Напряжения от упругого изгиба |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
σè = ±103 |
103 |
D |
= ±103 000 |
1,22 |
= ±83,8 |
МПа. |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ρó |
|
|
1500 |
|
|
|
|
|
||||
|
Допустимые напряжения |
σдоп = |
180 МПа. |
|
|
|
|
||||||||||||||
|
Ремонтные напряжения при ремонте без применения тру- |
||||||||||||||||||||
боукладчиков определены в табл. 5.11. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
Расчеты выполнены методом конечных элементов при сле- |
||||||||||||||||||||
дующих исходных данных: D = 1220 мм; δт = 12,0 мм; Rп |
= |
||||||||||||||||||||
= 53 кН; Rо = 25 кН; Rи |
= 15 кН; L2 |
|
= 10 м; L4 = 25 м; |
||||||||||||||||||
С1 |
= |
10 МПа/ м; |
|
С4 |
= 0,3 МПа/ м; |
H1 |
= |
1,0 м; |
H2 |
= 0 м; |
|||||||||||
H5 = |
1,2 м; h3 |
= 0,5 м; |
|
fρ = 0,5; |
∆Vкр(2) = −0,02 м; |
γт |
= |
||||||||||||||
= 77 000 H/ м3; |
|
γн = 8770 H/ м3; γи = 11 000 H/ м3; γгр |
= |
||||||||||||||||||
= 20 000 H/ м3. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 5.11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Зависимость выходных параметров от длины ремонтного котлована L3 |
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Схема расстановки |
|
|
L3, |
|
min |
σрем, |
|
|
max σрем, |
|
|
∆V, |
|
|||||||
|
ремонтных машин, м |
|
|
м |
|
МПа |
|
|
МПа |
|
|
см |
|
||||||||
3 |
(О) 4 (И) 3 |
|
|
|
10 |
|
|
−63,5 |
|
|
33,9 |
|
|
−8,5 |
|
||||||
4 |
(О) 4 (И) 4 |
|
|
|
12 |
|
|
−76,4 |
|
|
41,3 |
|
−10,2 |
|
|||||||
4 |
(О) 6 (И) 4 |
|
|
|
14 |
|
|
−89,0 |
|
|
48,1 |
|
−12,2 |
|
|||||||
4 |
(П) 4 (О) 4 (И) 4 |
|
|
|
16 |
|
|
−115 |
|
|
60,3 |
|
−15,7 |
|
|||||||
4 |
(П) 5 (О) 5 (И) 4 |
|
|
|
18 |
|
|
−130 |
|
|
68,1 |
|
−18,7 |
|
|||||||
4 |
(П) 6 (О) 6 (И) 4 |
|
|
|
20 |
|
|
−146 |
|
|
76,5 |
|
−22,2 |
|
|||||||
4 |
(П) 7 (О) 7 (И) 4 |
|
|
|
22 |
|
|
−163 |
|
|
85,1 |
|
−26,2 |
|
|||||||
4 |
(П) 8 (О) 8 (И) 4 |
|
|
|
24 |
|
|
−181 |
|
|
93,5 |
|
−30,8 |
|
|||||||
4 |
(П) 9 (О) 9 (И) 4 |
|
|
|
26 |
|
|
−198 |
|
|
101 |
|
−35,7 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
См. примечание к табл. 5.5. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
256 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Определим допустимые ремонтные напряжения на участках с различными особенностями.
Прямые участ ки.
σäîï ðåì = (σäîï − |
|
σð + σt |
|
)2 − σè2 |
ãîð − |
|
σè âåð |
|
= |
|
|
|
|
= (180 − 29,9 − 37,1 )2 − 02 − 0 = 172,8 МПа.
Анализ условий строительства и ремонта трубопровода показывает, что в данном случае термонапряжения играют положительную роль, частично компенсируя напряжения от внутреннего давления.
Участ ки горизонт ального упругого изгиба. При диаметре трубопровода D = 1020 мм и радиусе изгиба 1000 м напряжения упругого изгибасоставляют 105,1 МПа. Отсюдаследует
|
σäîï ðåì = |
(σäîï − |
|
σð + σt |
|
)2 − σè2 ãîð − |
|
σè âåð |
|
= |
||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||
= |
( |
− |
|
29,9 − 37,1 |
) |
2 − 83,82 |
− |
|
= 151,1 МПа. |
|||||||||
180 |
|
|
0 |
|||||||||||||||
Участ ки верт икального упругого изгиба. Все параметры аналогичны предыдущему случаю, кроме плоскости изгиба:
σäîï ðåì = (σäîï − σð + σt )2 − σ2è ãîð − σè âåð =
= (180 − 29,9 − 37,1 )2 − 02 − 83,8 = 89,0 МПа.
Участ ки с гнут ыми кривыми вст авками. Гнутые кривые вставки остаточных напряжений не имеют, поэтому допустимые ремонтные напряжения такие же, как напрямых участках
σäîï ðåì = 172,8 МПа.
По полученным допустимым ремонтным напряжениям и табл. 5.11 найдем допустимые технологические параметры ремонта по поточной технологии без применения трубоукладчиков. Результаты приведены в табл. 5.12.
257
Таблица 5.12
Допустимые параметры ремонта участков магистрального нефтепровода «Дружба-2»
|
|
|
Допустимые |
Допустимая |
Допустимое |
|
|
|
|
смещение |
|||
|
|
|
ремонтные |
длина ремонт- |
||
Характеристики участков |
трубы (про- |
|||||
напряжения |
ного котлова- |
|||||
|
|
|
садка) |
|||
|
|
|
σдоп рем, МПа |
на L3, м |
||
|
|
|
∆V, см |
|||
|
|
|
|
|
||
Прямые |
участки |
и гнутые |
172,8 |
23 |
28 |
|
кривые вставки |
|
|
|
|
||
Горизонтальный упругий из- |
151,1 |
20 |
23 |
|||
гиб с |
радиусом |
кривизны |
|
|
|
|
1000 м |
|
|
|
|
|
|
Вертикальный упругий изгиб |
89,0 |
14 |
12 |
|||
с радиусом кривизны 1000 м |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
На переходах через небольшие реки (шириной до 25 м) возможен ремонт с подъемом трубопровода с помощью четырех трубоукладчиков. При этом предельные параметры ремонта должны быть следующие.
Основные параметры ремонта с подъемом действующего нефтепровода |
|
«Дружба-2» четырьмя трубоукладчиками с контролем усилий на крюках |
|
и высоты подъема (R1 = R2 = R3 = R4 |
= R ) |
Длина поднимаемого участка L, м................................................................. |
136 |
Расстояние между трубоукладчиками l, м................................................... |
26 |
Усилие на крюках трубоукладчиков R, т..................................................... |
40 |
Высота подъема крайних трубоукладчиков h1 = h4, см........................... |
31 |
Высота подъема средних трубоукладчиков h2 = h3, см ........................... |
65 |
Наибольшее ремонтное напряжение σmax, МПа......................................... |
135 |
Из требований безопасности допустимое ремонтное напряжение на переходе снижено на 20 % по сравнению с прямолинейными участками трубопровода.
Данный пример показывает, что с помощью разработанного метода можно искать и находить эффективные нетрадиционные методы ремонта магистральных нефтепроводов с соблюдением требований безопасности.
5.9. ОЦЕНКА ОСТАТОЧНЫХ (ОСАДОЧНЫХ) НАПРЯЖЕНИЙ ПОСЛЕ ВЫПОЛНЕНИЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ
При капитальном ремонте магистральных нефтепроводов с подкопом на отремонтированных участках трубопровод получает вертикальное смещение по сравнению с исходным по-
258
ложением. Если смещение трубопровода неодинаково по длине трубопровода, то после ремонта останутся дополнительные остаточные напряжения. Эти напряжения будем называть осадочными, чтобы отличить от других остаточных напряжений, которые были до ремонта.
Осадочные напряжения обязательно появятся на начальных и конечных участках ремонтируемого трубопровода, где будет наблюдаться переход от одного вертикального уровня трубопровода к другому уровню.
На рис. 5.29 показано напряженно-деформированное состояние трубопровода, отремонтированного методом подкопа на участке длиной 100 м. Видно, что протяженность переходной зоны, где остаются напряжения после ремонта, составляет около 20−25 м в каждую сторону от границы отремонтированного участка трубопровода.
Зависимость осадочных напряжений от различных параметров и факторов видна из табл. 5.13.
Из данных (см. табл. 5.13) видно, что при равных других условиях осадочные напряжения растут при увеличении диаметра, глубины залегания, глубины подкопа и уменьшении толщины стенки труб, уплотнения грунта при подсыпке, коэффициентов постели грунта.
Зависимость выходных параметров (максимальных и минимальных напряжений и вертикальных перемещений) от геометрических характеристик трубы (толщины стенки δ и диаметра трубы D) вполне согласуются с общими представлениями о прочности труб. В частности, с увеличением толщины стенки напряжения снижаются. С увеличением диаметра трубы растет размер краевой зоны, т.е. осадочные напряжения медленнее затухают с удалением от границы ремонтируемого участка.
На рис. 5.30 приведены зависимости основных характеристик послеремонтного напряженно-деформированного состояния от длины ремонтируемого участка L при постоянных других параметрах.
Как и ожидалось, с увеличением длины L послеремонтная просадка трубопровода и остаточные напряжения имеют тенденцию к стабилизации, которая наступает при L ≈ 50 м. Это связано с тем, что с увеличением длины отремонтированного участка концентрации напряжений в краевых зонах перестают влиять друг на друга. В окрестности L ≈ 20 м остаточные напряжения имеют наибольшие значения, что объясняется взаимным влиянием и наложением концентрации напряжений в краевых зонах. При уменьшении дли-
259
Рис. 5.29. Напряженно-деформированное состояние трубопровода на границе отремонтированного участка (D = 1020 мм; δ = 11,3 мм); остальные условия см. примеры 5.3$5.7
Таблица 5.13
Зависимость осадочных напряжений и деформаций от основных параметров
D, |
δ, |
Н1, |
h3, |
f |
C1, |
C4, |
min σ, |
max σ, |
∆V, |
мм |
мм |
м |
м |
|
МПа/ м |
МПа/ м |
МПа |
МПа |
см |
530 |
10 |
1 |
0,5 |
0,5 |
3 |
0 |
−78,6 |
55,3 |
−10,1 |
720 |
|
|
|
|
|
|
−80,5 |
57,1 |
−10,4 |
1020 |
|
|
|
|
|
|
−84,0 |
60,4 |
−10,8 |
1220 |
|
|
|
|
|
|
−86,6 |
62,6 |
−11,1 |
1020 |
10 |
1 |
0,5 |
0,5 |
3 |
0 |
−84,0 |
60,4 |
−10,8 |
|
12 |
|
|
|
|
|
−77,5 |
55,7 |
−10,9 |
|
14 |
|
|
|
|
|
−72,5 |
52,2 |
−10,9 |
|
16 |
|
|
|
|
|
−68,4 |
49,5 |
−11,0 |
1020 |
12 |
1 |
0,5 |
0,5 |
3 |
0 |
−77,5 |
55,7 |
−10,9 |
|
|
2 |
|
|
|
|
−107 |
81,4 |
−14,2 |
|
|
3 |
|
|
|
|
−131 |
105 |
−16,9 |
|
|
4 |
|
|
|
|
−153 |
127 |
−19,2 |
1020 |
12 |
1 |
0,1 |
0,5 |
3 |
0 |
−42,6 |
38,4 |
−5,1 |
|
|
|
0,3 |
|
|
|
−65,0 |
49,7 |
−8,6 |
|
|
|
0,5 |
|
|
|
−77,5 |
55,7 |
−10,9 |
|
|
|
0,7 |
|
|
|
−86,7 |
60,0 |
−12,6 |
1020 |
12 |
1 |
0,5 |
0,1 |
3 |
0 |
−92,6 |
62,6 |
−13,8 |
|
|
|
|
0,3 |
|
|
−85,9 |
59,6 |
−12,5 |
|
|
|
|
0,5 |
|
|
−77,5 |
55,7 |
−10,9 |
|
|
|
|
0,7 |
|
|
−66,3 |
50,4 |
−8,8 |
|
|
|
|
0,9 |
|
|
−47,0 |
40,9 |
−5,7 |
1020 |
12 |
1 |
0,5 |
0,5 |
1 |
0 |
−89,5 |
74,6 |
−19,4 |
|
|
|
|
|
3 |
|
−77,5 |
55,7 |
−10,9 |
|
|
|
|
|
10 |
|
−63,8 |
40,0 |
−5,7 |
|
|
|
|
|
30 |
|
−53,4 |
29,6 |
−3,1 |
1020 |
12 |
1 |
0,5 |
0,5 |
10 |
0 |
−63,8 |
40,0 |
−5,6 |
|
|
|
|
|
|
0,3 |
−55,6 |
34,9 |
−4,8 |
|
|
|
|
|
|
1 |
−41,9 |
27,1 |
−3,4 |
|
|
|
|
|
|
3 |
−24,7 |
18,7 |
−1,8 |
|
|
|
|
|
|
10 |
−12,4 |
12,4 |
−0,7 |
Примечание. D − диаметр трубопровода; δ − толщина стенки труб; H1 − глубина залегания трубопровода (верхней образующей); h3 − глубина подкопа грунта под трубой при ремонте; fρ − коэффициент уплотнения грунта при подсыпке; С1 − коэффициент постели исходного грунта; С4 − коэффициент постели подсыпанного грунта; min σ − наименьшее осадочное напряжение на нижней образующей; max σ − наибольшее осадочное напряжение на нижней образующей; ∆V − вертикальное смещение трубопровода в результате ремонта.
ны L остаточные напряжения и деформации стремятся к нулю.
Важно отметить, что осадочные напряжения имеют изги-
261
Рис. 5.30. Зависимость послеремонтных остаточных напряжений σ и просадки трубопровода V от длины ремонтируемого участка L
бающий характер и всегда приводят к перегрузке металла трубы. Они в процессе послеремонтной эксплуатации трубопровода, складываясь с другими компонентами напряжений (от давления продукта, остаточными после строительства и ремонта), могут создать опасную ситуацию для трубопровода. Поэтому уже на стадии разработки технологии ремонта трубопровода следует оценивать осадочные напряжения и принять меры по их снижению.
Рассмотрим некоторые способы снижения осадочных напряжений.
Одним из эффективных способов борьбы с осадочными напряжениями является уплотнение грунта при подсыпке. При этом увеличиваются значения параметров fρ и С4, что ведет к значительному снижению напряжений и просадки трубопровода. Задаваясь некоторым допустимым значением осадочных напряжений, можно определить и соответствующую допустимую плотность грунта при засыпке после ремонта.
Другим эффективным методом борьбы с остаточными послеремонтными напряжениями на трубопроводе является разработка специальной технологии ремонта начальных и конечных участков. Технология должна привести к постепенному и плавному переходу трубопровода к новому вертикальному положению. Ниже приводится пример одной из таких технологий, обеспечивающий осадочные напряжения в стенке трубопровода не выше 45 МПа.
Ремонт начального участ ка.
1. Вскрыть трубопровод на участке 12 м от начала ремонтируемого участка.
262
2.Начиная от начала участка подкопать под трубой на длине не более 8 м (первый «шаг»).
3.Выполнить ремонт трубы на подкопанном участке (на
первом «шаге»).
4. Подсыпать песок (или аналогичный плотный измельченный сыпучий грунт) под трубу на отремонтированном участке, начиная от начала ремонтируемого участка (но не засыпать). При подсыпке необходимо максимально уплотнять грунт под трубой, не повреждая при этом изоляцию.
5.Вскрыть следующий участок трубопровода (второй «шаг»). При этом общая длина «висячей» части трубы (не опирающейся на грунт) должна быть не более 14 м.
6.Выполнить на длине 10 м (на втором «шаге») последовательно все этапы ремонта, исключая полную засыпку (подкоп, ремонт, подсыпка песка, уплотнение).
7.Повторить операции 5 и 6 для третьего «шага» длиной на 2 м больше, чем второй «шаг» (длина «висячей» части трубы не более 16 м, длина ремонтируемой части не более
12м).
8.После третьего «шага» можно устанавливать ремонтные механизмы.
9.После того, как длина подсыпанного и уплотненного участка достигнет 30 м, можно начинать засыпку траншеи и перейти к тем режимам, которые указаны в технологиях
поточного ремонта.
Ремонт конечного участ ка.
1.За 30 м до конца ремонтируемого участка изменить режимы и параметры ремонта от поточного на «пошаговый».
2.За 30 м до конца ремонта выполнить первый «шаг». На первом «шаге» должен быть вскрыт участок длиной не более
16 м (длина «висячей части») и отремонтирован участок длиной 12 м. Далее отремонтированный участок подсыпают (но не засыпают) сыпучим плотным грунтом (песком) и уплотняют его под трубой. На этом «захвате» снимают с трубопровода все ремонтные машины.
3.Следующий (второй) «шаг» выполняют на 2 м короче и без ремонтных машин (длина «висячей» части трубы не более 14 м, длина ремонтируемой части не более 10 м).
4.Последний (третий) «шаг» выполняется на 2 м короче,
чем предыдущий (длина «висячей» части трубы не более 12 м, длина ремонтируемой части не более 8 м).
5. После того, когда отремонтирован трубопровод до конца, производят засыпку траншеи. Засыпка может выполняться в любом направлении.
263