Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 [ 77 ] 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172

коэффициент постели уплотненного под нефтепроводом грунта. При значении qгр меньше нуля в вычислениях qгр = 0.

Участок 2 (земляная тумба). Отпор уплотненного грунта определяется также по формуле (4.26). Здесь "земляная тумба" под нефтепроводом имеет возможность разрушаться из-за наличия технологических приямков (траншей) или на границе с подкопанным участком, при котором появляется нагрузка, превышающая критическую qкр (критическое смещение). При вычислениях, если qгр > qкр, то пишется qгр = qкр.

Участок 3 (подкоп). На этом участке на нефтепровод действуют вес трубы, вес ремонтных машин, усилия грузоподъемных устройств.

Участок 4 (подсыпка). На этом участке проводят подсыпку грунта под нефтепровод и его уплотнение. На нефтепровод действуют его собственный вес, вес грунта, присыпанного на трубу, отпор грунта. Здесь коэффициент постели с4 значительно меньше, чем коэффициент постели с1 на начальном участке. Коэффициент с4 определяется предварительно - экспериментально или на основе статистического анализа имеющихся научно-технических материалов. Отпор грунта на этом участке при механическом уплотнении присыпанного под нефтепровод грунта с учетом высоты подсыпанного под трубу грунта следует определить по формуле

qгр = qz3 - C4(Vi - Vz3). (4.27)

Участок 4 (засыпка окончательная). Это продолжение участка 4. Отпор грунта определяется по той же формуле (4.27), что и для участка 4. Здесь на трубу дополнительно действует вес грунта окончательной засыпки.

Общая длина вычисляемого участка и шаг сетки l (т.е. длина элемента) выбираются интуитивно, исходя из имеющейся практики. На границах рассчитываемой длины труба должна "выходить" на горизонтальные участки, т.е. v(z) = const1 при z < z0;

v(z) = const2 при z < z5. (4.28)

При этом A = const1 - const2 задается как параметр для проверки точности решения и завершения вычислений.

Вычисления проводятся методом последовательных приближений. Исходя из предположения, что начальное смещение трубы отсутствует (т.е.v0(z) = 0), находят нагрузку q0(z), определяют перемещения V1(z) по зависимости (24). Во втором приближении уточняют нагрузки qi(z) с использованием перемещений Vi(z). Далее уточняют нагрузки q2(z) и определяют перемещения во втором приближении v2(z). Так по-



ступают много раз, пока не получат окончательное решение

V(Z) = Vn(z).

Необходимое количество приближений (циклов) зависит от сходимости задачи к точному решению, требуемой точности решения, длины участка нефтепровода, конкретной технологической схемы ремонта нефтепровода и других факторов.

Изгибающий момент Mz определяется согласно следующей зависимости:

Mz = -EIxd, кН • м. (4.29)

В пределах одного элемента величины gz, Mz, E, Iz постоянны. Так как элементы короткие (длиной 0,5-1 м), расчеты удовлетворяют требуемой точности.

Напряжения изгиба в сечении ремонтируемого участка нефтепровода

"и = IWT,

где W - момент сопротивления сечения нефтепровода.

(4.30)

4.4.4. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

Проверку на прочность нефтепровода при его капитальном ремонте следует производить из условия [20]

опр 4R2, (4.31)

где опр - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий; R2 - расчетное сопротивление растяжению (сжатию); Ч>4 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние.

Значения R2 и Ч>4 определяются согласно [20]. Расчетное сопротивление R2 для участка нефтепровода, эксплуатирующегося длительное время, а также имеющего дефекты, следует определить по следующим формулам:

R2 = МПа, (4.32)

где fo1, k1, ко - коэффициенты надежности по дефектности нефтепровода; CD - коэффициент надежности по длительности эксплуатации нефтепровода или его участка.

Наличие повторно-статических нагрузок на нефтепроводах, обусловленных технологическими и эксплуатационными факторами, приводит при длительной работе к деформацион-



ному старению металла труб, т.е. к снижению сопротивляемости трубных сталей разрушению.

Коэффициент надежности по длительности эксплуатации определяется по формуле

CD = 1 + 0,025 СэГэ, (4.33)

где Гэ - длительность эксплуатации участка нефтепровода, годы; Сэ - углеводородный эквивалент стали в процентах. Углеродный эквивалент

Mn Cr + Mo + У (V + Ti + Ni) Cu + Ni . Сэ = С +---1--"--1---+ 15В,

э 6 5 15

(4.34)

где С, Mn, Сг, Мо, V, Ti, Ni, Си, В - массовая доля, %, в составе трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, никеля, меди, бора.

В табл. 4.3 приведены коэффициенты надежности по длительности эксплуатации нефтепровода CD.

Коэффициент fo1 устанавливается в зависимости от характера коррозионного износа стенки трубы и распределения коррозионных язв на стенках труб и наличия на стенках труб царапин, задиров, гофр. Определяется в зависимости от относительного уменьшения момента сопротивления дефектного сечения трубы по формуле

Значения коэффициента содержанием углерода

Таблица 4.3 I для трубных сталей с различным

Срок эксплуатации, годы

Коэффициент CD

С = 0,18 - 0,20 (стали 17ГС; 19Г и т.д.)

С = 0,10 - 0,15 (стали 14ХГС, 14ГН, 10Г2С)

0-15

1,0-1,5

1,0-1,1

15 - 20

1,25

1,15

20 - 30

1,30

1,20

30 и более

1,35

1,25

Таблица 4.4

Коэффициенты концентрации напряжений нефтепровода

стенках

Характеристика дефектов

Коэффициент концентрации k2

Длинные царапины глубиной h и длиной 1, направленные под углом а к оси нефтепровода

Плотно распределенные сливающиеся коррозионные язвы в кольцевом направлении шириной до 50 мм Плотно распределенные дефекты общей площадью более 0,25D2 (D - диаметр трубы) Общий коррозионный износ стенки нефтепровода площадью более D2

, , 1 h k2 = 1 + - cos а + -

2 D 1 1,9




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 [ 77 ] 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172



Яндекс.Метрика