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

о = aEFAt, (2.1)

где а - коэффициент линейного расширения материала труб; Е - модуль упругости материала труб; F - площадь стенки поперечного сечения трубы; At - расчетный температурный перепад, т.е. разность температур металла труб при укладке и в процессе эксплуатации.

Температура металла трубы при укладке принимается в расчетах равной температуре окружающего воздуха, а при эксплуатации - температуре перекачиваемой нефти. При транспорте высоковязких нефтей температура подогрева достигает 60...70 °С. Отметим, что с ростом диаметров магистральных нефтепроводов резко замедляется темп снижения температуры нефти по трассе. В некоторых же нефтепроводах больших диаметров с увеличением расстояния от головной насосной станции происходит даже повышение температуры нефти, так как при ее движении выделяется тепло.

Изменение температуры перекачиваемой нефти или нефтепродукта оказывает большое влияние на прочность трубопровода. Так, например, при понижении температуры металла трубы на 1 °С растягивающие продольные напряжения в металле труб увеличиваются на 2,5 МПа.

При возникновении в трубопроводе (из-за изменений температуры) больших сжимающих усилий изменяются условия деформирования материала труб, усиливаются продольно-поперечные изгибы трубопровода в грунте, а иногда разрушается засыпка и происходит полная потеря продольной устойчивости трубопровода, сопровождающаяся резким нарастанием прогибов и смятием труб. Следует учитывать, что при изгибе трубопровода внутреннее давление вызывает появление поперечно-распределяемого усилия и влияет на изгиб, эквивалентный сжатию в осевом направлении. Таким образом, изгиб действующего подземного трубопровода производится усилием N0, определяемым выражением

No = oF + (1 - 2)рЕс, (2.2)

где о - величина температурных напряжений; - коэффициент Пуассона; F - площадь стенки поперечного сечения трубы; Fс - площадь сечения трубы в свету; р - рабочее давление в трубопроводе.

Усилие N0 на трубопроводах, уложенных зимой при отрицательной температуре, достигает значительных величин. Так, например, на трубопроводах диаметром 325 мм, уложенных при температуре окружающего воздуха -30 °С и температу-

ре продукта +50 °С, усилие N0 составляет более 200 т. Продольные усилия меняют условия работы материала трубы, находящегося в сложном напряженном состоянии, вызывают появление новых и рост старых трещин, поэтому следует ожидать, что несущая способность трубопровода снижается. Исследования прочности трубопроводов в условиях сжимающих усилий показывают, что продольные усилия влияют на несущую способность трубопровода на всех стадиях разрушения: образования и увеличения трещин, развития пластических деформаций (при вязком разрушении) и распространения трещин (при хрупком разрушении). При высоких значениях температурного перепада в слабонесущих грунтах или вскрытии подземного трубопровода возможны потеря устойчивости трубопровода и выброс его из траншеи.

Продольное критическое усилие Nкр, при котором возможна потеря продольной устойчивости трубопровода на прямолинейных участках, вычисляется по формуле

= К1-1 р2д 4Р Б I, (2.3)

где К - коэффициент, определяемый в зависимости от конструкции прокладки трубопровода; р и q - соответственно сопротивление продольным и поперечным перемещениям трубопровода; I - момент инерции сечения трубопровода.

С уменьшением диаметра трубопровода и защемления его в грунте величина Nкр уменьшается. Например, устойчивость подземного трубопровода диаметром 325 мм и толщиной стенки 9 мм, сооруженного при температуре -30 °С, по которому перекачивается продукт с температурой +50 °С, не обеспечивается, а для открытых участков без грунтовой засыпки температура продукта +20 °С представляет опасность для продольной устойчивости трубопровода. На участках трубопровода с начальными искривлениями продольные критические усилия Nкр значительно меньше, чем на прямолинейных участках. На упругоискривленных участках потеря устойчивости трубопровода возможна при 1

Nкр = в у , (2.4)

где Ру - коэффициент, определяемый в зависимости от параметров прокладки трубопровода; А0 - амплитуда начального прогиба.

На участках с гнутыми или сварными коленами

1 1

= в кgj 3(Е/)1, (2.5)

где Рк - коэффициент, зависящий от параметров прокладки трубопровода; ф - половина угла поворота трубопровода на рассматриваемом криволинейном участке.

Действие продольных сжимающих усилий не всегда приводит к выпучиванию трубопровода из траншеи или разрушению насыпи, т.е. к потере общей продольной устойчивости трубопровода. В то же время установлено, что даже при незначительных продольных сжимающих усилиях происходят продольные и поперечные перемещения трубопровода, которые могут вызвать повреждение стенки трубы от напряжения изгиба. В случае сооружения поворотов из гнутых колен максимальный изгибающий момент равен

2 2

Мизг = юк(EI 1дф)здз, (2.6)

где юк - параметр, зависящий от действующих усилий и конструкции поворота.

Если поворот оформлен упругим изгибом трубопровода, указанный момент определяется по формуле

Мизг = ю у(А0Е/д)2, (2.7)

где юу - параметр, зависящий от действующих усилий и характеристик упругого изгиба.

О повреждениях, вызванных перемещениями и действием напряжений изгиба, свидетельствуют смещение трубы относительно проектного положения, образование гофр, разрывы стенок труб в области плоскости начального прогиба трубопровода и неравномерное раскрытие кромок разрыва. Эти повреждения, как правило, сопровождаются продолжительными простоями трубопровода и большими потерями перекачиваемого нефтепродукта. Наиболее крупные повреждения являются следствием высоких напряжений изгиба.

При изменениях режима перекачки подземный трубопровод, удлиняясь при нагревании и сжимаясь при охлаждении, вызывает напряжения сдвига в местах контакта поверхности трубопровода с грунтом. Это приводит к повреждению изоляции трубопровода. В результате нарушения целостности защитного покрытия начинается интенсивная коррозия оголенных участков. Напряженно-деформированное состояние