|
|
|
|
Главная Переработка нефти и газа
В табл. 5.4 приведены значения допустимого давления для бездефектных участков трубопровода. Для дефектосодержа-щих участков значения допустимого напряжения следует уменьшить путем умножения табличных значений на параметр /деф. Для упрощения расчетов можно принять одно значение допустимых напряжений для сталей всех марок и всех участков трубопровода (за исключением категории В). Например, одоп = 180 МПа может быть принято в качестве такого параметра, удовлетворяющего установленным требованиям. При ремонте опасных и более ответственных участков (задвижки, перемычки, переходы и др.) допустимое напряжение следует уменьшить на 20 - 50 % в зависимости от степени опасности участка и технологии ремонта. 5.6. ПОТОЧНЫЙ МЕХАНИЗИРОВАННЫЙ РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДА БЕЗ ПРИМЕНЕНИЯ ПОДЪЕМНЫХ МЕХАНИЗМОВ В настоящее время капитальный ремонт магистральных нефтепроводов применяется широко и для этого разработан руководящий документ РД 39-00147105-015 - 98 [72]. Все технологии ремонта по замене изоляции в соответствии с этим документом можно изучить и усовершенствовать с помощью разработанной в настоящей работе расчетной методики. Однако здесь (в разделах 5.5 и 5.6) рассмотрим только два новых технологических метода ремонта, не включенные в указанный нормативный документ, но в некоторых случаях значительно упрощающие ремонт трубопроводов, не снижая при этом безопасности. Рассмотрим поточный ремонт с заменой изоляции прямолинейного участка трубопровода без применения трубоукладчиков. Технологическая схема ремонта соответствует рис. 5.24. Механические характеристики и допустимые напряжения бездефектных участков магистральных нефтепроводов «Дружба»  Рис. 5.24. Технологическая схема поточного механизированного ремонта трубопровода без применения трубоукладчиков: 1-5 - номера участков Технология ремонта состоит из следующих основных этапов: уточнение положения трубопровода и снятие плодородного слоя земли над трубопроводом (первый участок); вскрытие трубопровода с разработкой боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода (второй участок -«землян ая тумба»); разработка грунта под трубопроводом (подкоп под трубой с помощью подкапывающей машины на глубину Л2 от нижней образующей трубы, третий участок); очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия и очистка поверхности трубы с помощью очистной машины (третий участок); нанесение нового изоляционного покрытия с помощью изолирующей машины (третий участок); подсыпка грунта под трубу и подбивка (четвертый участок); засыпка грунта в ремонтную траншею и рекультивация земли (пятый участок). Особенность данной технологии в том, что не используются трубоукладчики. За счет этого эффективность ремонта оказывается значительно выше по сравнению с обычной технологией ремонта. Задача состоит в том, чтобы исследовать напряженно-деформированное состояние ремонтируемого участка трубопровода и определить безопасные технологические параметры ремонта: длины характерных участков ремонта: L2, L3, L4; осадка трубопровода в результате ремонта ДУ; координаты расположения ремонтных машин: подкапывающей хп, очистной хо, изолирующей хи. Расчетными исходными параметрами являются: наружный диаметр трубопровода D; толщина стенки трубы 5т, толщина изоляции 5и; модуль упругости стали E = 206000 МПа; удельные веса стали ут, перекачиваемого продукта ун, изоляции Уи, грунта Угр. коэффициент уплотнения грунта /р; коэффициенты постели плотного и рыхлого грунтов С1 и веса ремонтных машин: подкапывающей очистной изолирующей критическое смещение осыпания (обрушения) «земляной тумбы» ДУкр(2); высота грунта над трубой на всех участках ремонта Н1, глубина подкопа под трубой Л3. Безопасность технологии ремонта определяется путем сопоставления ремонтных напряжений в стенке трубопровода в процессе ремонта и допустимых напряжений для труб данного трубопровода. При этом необходимо учитывать срок эксплуатации трубопровода (эффекты старения), уровень дефектности труб, наличие температурных и остаточных напряжений в стенке трубы, рабочие давления в трубопроводе в процессе ремонта. Для решения данной задачи разработана соответствующая МКЭ-программа. Приведем некоторые результаты расчетов и их анализ. Пример 5.3. На рис. 5.25 приведено напряженно-дефор-мированного состояние ремонтируемого участка трубопровода при следующих исходных параметрах: D = 1220 мм; 5т = 12,0 мм; п = 53 кН (машина подкапывающая МПТ-1220); о = 25 кН (машина очистная ОМГ-1220); и = = 15 кН (машина изоляционная ИМГ-1220); L2 = 10 м; L3 = = 20 м; L4 = 25 м; С1 = 10 МПа/м; С4 = 0,3 МПа/м; Я1 = = 1,0 м; Я2 = 0 м; Я5 = 1,2 м; Л3 = 0,5 м; /р = 0,5; ДУкр(2) = = -0,02 м; Ут = 77 000 Н/м3; ун = 8770 Н/м3; уи = = 11 000 Н/м3; Угр = 20 000 Н/м3; Хп = 4 м; Хо = 10 м; Хи = = 16 м. В данном примере наибольшее абсолютное значение нормального напряжения в стенке трубы равно 146 МПа; наи- 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 |
||||||||||||||||||||||||||
 |
 |
