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

fo1 = Wk2, (4.35)

где W - начальный момент сопротивления сечения трубы; Wф - фактический момент сопротивления дефектного сечения трубы; к2 - коэффициент концентрации напряжений на дефектном участке, определяемый из справочной литературы.

Для некоторых дефектов значения к2 приведены в табл. 4.4.

Коэффициент к1 устанавливается в зависимости от эл-липсности ремонтируемого участка нефтепровода.

Влияние эллипсности поперечного сечения нефтепровода на напряженное состояние относительно небольшое, определяется в зависимости от соотношения малой и большой полуосей (a/b) и имеет следующие значения:

a/b...................... 1 0,98 0,96 0,94 0,92 0,9

к1......................... 0 1,0117 1,0234 1,0351 1,0465 1,0585

Коэффициент ко устанавливается в зависимости от наличия геометрических дефектов сварки, а также смещения стыков труб.

Концентрация напряжений в сварных швах определяется в зависимости от смещения кромок и разнотолщинности стенок соединяемых сваркой труб с учетом усиления на нормативную величину наружного и внутреннего кольцевого шва.

Численная характеристика концентрации напряжений вычисляется умножением номинального, т.е. действующего в стенке нефтепровода, напряжения (на удалении от шва) на коэффициент концентрации ко.

Значения коэффициента концентрации ко для различных условий нагружения представлены в работе [36].

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций ремонтируемого участка нефтепровода проверка производится по условиям

онр <-R2с; -R2, (4.36)

°Р 0,9кн 2 кц 0,9кн 2

где опнр - максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в нефтепроводе от нормативных нагрузок и воздействий; 3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, определяемый согласно [20]; кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода согласно [20].

Проверка возможности появления местных вмятин в сжатой зоне (или выпучивания стенки трубы) выполняется по формуле

Опр < 0,950кр,

" 4,13

где Окр= -

+ 0,85

О - критическое напряжение, при кото-

ром происходит выпучивание стенки; От - предел текучести материала трубы с учетом длительности эксплуатации (старения), МПа; R - радиус наружной стенки нефтепровода, м; 5 - наименьшая остаточная толщина стенки нефтепровода, м.

Проверку общей устойчивости нефтепровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости следует производить из условия

S < шМкр, (4.37)

где S - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода, определяемое по [1]; ш - коэффициент условий работы нефтепроводов, принимаемый в зависимости от категории участка нефтепроводов; Мкр - продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости нефтепровода.

Критическое усилие можно определить согласно [ 1 ].

Для прямолинейного вскрытого участка трубопровода в траншее

Мкр = 4,0911 p2q 4F 2E 513. (4.38)

В случае наличия упругого изгиба

= в 3iq2El, (4.39)

где в - коэффициент, определяемый в зависимости от радиуса упругого изгиба, геометрических характеристик трубопровода согласно [1 ].

Представленные формулы используются для определения Мкр при вскрытии трубопровода достаточной протяженности (более 50 м). В случае вскрытия небольшой длины критическое усилие может быть определено по формуле

Мкр = k1 EI, (4.40)

где b - длина вскрытого участка; k1 - коэффициент, определяемый в зависимости от характеристик грунта.

4.4.5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РЕМОНТНЫХ КОЛОНН

ПРИ РЕМОНТЕ С ПОДЪЕМОМ НЕФТЕПРОВОДА

Основными технологическими параметрами подъема и укладки нефтепровода являются высота подъема его трубо-

укладчиками, общая длина приподнятого участка, число трубоукладчиков, расстояние между ними и усилие на крюках трубоукладчиков [36].

Определение технологических параметров начинают с выбора числа трубоукладчиков, участвующих в подъеме нефтепровода и назначения технологической высоты подъема крайними трубоукладчиками, необходимой для прохождения ремонтных машин.

Число трубоукладчиков выбирают в зависимости от диаметра нефтепровода, выполняемых операций ремонта и грузоподъемности трубоукладчиков, участвующих при подъеме нефтепровода.

Минимальное число трубоукладчиков, необходимое для подъема и укладки нефтепроводов диаметром 530-71 0 и 820- 1 220 мм, должно быть соответственно не менее 3 и 4.

Для дальнейшего расчета задают технологическую высоту подъема крайним трубоукладчиком hт, согласно паспортным данным ремонтных машин, а высоты подъема средними трубоукладчиками h2, h3, h4, h5 рекомендуется определять с соблюдением соотношений, приведенных в табл. 4.5.

Расстановку и загрузку трубоукладчиков производят из условия симметричности относительно середины приподнятого участка и обеспечения минимальных напряжений в опасных сечениях приподнятого участка нефтепровода при заданной технологической высоте подъема.

Расстояние между трубоукладчиками 1 = mL, (4.41)

где L - длина приподнятого участка нефтепровода.

(4.42)

где h1 - высота подъема крайним трубоукладчиком, см; А - параметр, зависящий от геометрических и прочностных характеристик трубы; m, п - коэффициенты, выбираемые в

Таблица 4.5

Соотношение высот подъема различными трубоукладчиками