РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РЕМОНТНОЙ КОЛОННЫ

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 4

1. Таблицы и графики рекомендуемых технологических параметров предназначены для назначения и контроля технологических параметров, а также косвенного контроля напряженного состояния ремонтируемого участка нефтепровода.

2. Ежедневно, перед началом работы, бригадир или начальник участка вместе с разрешением на проведение ремонтных работ должны получать данные по давлению и температуре перекачиваемого продукта.

3. Приведенные графики применимы только для указанных в таблицах технологических параметров и указанных в графиках марок сталей. При других значениях технологических параметров и исходных данных необходимо выполнять расчеты на прочность и устойчивость по действующим нормативным документам (см. прил. 2, 3).

Таблица 3

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РЕМОНТНОЙ КОЛОННЫ ПРИ РЕМОНТЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ 4-х КР-1220

Наименование параметров (см. рис. 1)	Величина
Шаг ремонтной колонны, S	4, 0¸ 8, 0
Расстояние между парами крепей, l₂	16, 0 ±2, 0
Расстояние от передней опоры до подкапывающей машины,
l_{1 min}	10, 0
l_{1 max}	18.0
Расстояние от подкалывающей машины до вскрышного экскаватора l₀	10, 0-15, 0
Расстояние от задней опоры до начала присыпки, l_{3 min}	7, 0
l_{3 max}	15, 0
Расстояние от начала присыпки до начала окончательной засыпки, l_q	15, 0¸ 20, 0
Превышение высотного положения трубопровода h_a, h_b над крепями, не более	0, 0¸ 0, 05
Осадка отремонтированного участка h_e	0.1-0, 2

Таблица 4

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РЕМОНТНОЙ КОЛОННЫ ПРИ РЕМОНТЕ С ПРИМЕНЕНИЕМ СТРЕЛЫ-ОПОРЫ СО-1, и 3х КРЕПЕЙ КР-1220

Наименование параметров, (см. рис. 1)	Величина параметров, м
Шаг ремонтной колонны, S₁	6, 0±2, 0
Расстояние между каждой стрелой-опорой СО-1, l_{2 min}	12, 0±2, 0
l_{2 max}	18, 0±2, 0
Расстояние от передней СО-1 до подкапывающей машины, l_{1 max}	18, 0
l_{1 min}	10, 0
Расстояние от подкапывающей машины до вскрышного экскаватора, l₀	10, 0±13, 0
Расстояние от задней СО-1 до начала присыпки, l_{3 min}	7, 0
l_{3 max}	15, 0
Размер участка присыпки	15, 0±20, 0
Превышение высотного положения трубопровода на крюках СО-1	0, 0-0, 05
Осадка отремонтированного участка	0, 1-0, 2

4. Расчеты производятся применительно к участкам нефтепровода III категории. На рис. 7 приводится расчетная схема ремонта нефтепроводов. На рис. 8 для ремонта с применением 4-х КР-1220, приводятся 6 графиков зависимости температуры, давления перекачиваемого продукта и изгибающих напряжений. К каждому гранку приводится следующая информация:

диаметр трубопровода и толщина стенки, мм (например, 1220´ 12 иди 1220´ 15, 2);

материал трубопровода (например, 17Г1СУ или 17Г2СФ);

осадка трубопровода (0, 1; 0, 2 или 0, 3 м).

4.1. Для примера рассмотрим график на рис. 8а:

при давлении 2, 5 МПа (25 кгс/см²) и температуре продукта 64°С - осадка на ремонтном участке не должна превышать 0, 1 м;

при давлении 2, 5 МПа и температуре 51°С - осадка не более 0, 2 м;

при давлении 2, 5 МПа и температуре 40°С - осадка не более 0, 3 м.

5. На рис. 9, для ремонта с применением 3-х опор СО-1 или 3-х КР-1220, приводятся 3 графика зависимости температуры, давления перекачиваемого продукта и изгибающих напряжений. К каждому графику приводится необходимая информация.

6.1. Для примера рассмотрим график на рис. 9а:

при давлении 2, 5 МПа (25 кгс/см²) и температуре продукта 48°С - осадка на ремонтном участке не должна превышать 0, 2 м.

Расчетная схема трубопровода при ремонте трубопровода диаметром 1220 мм

Р₂, Р₃ - соответственно вес подкапывающей, очистной и изоляционной машин; q -распределенная нагрузка на трубопровод на вскрытом участке; q₀ - распределенная нагрузка на трубопровод на участке присыпки; l₁ - расстояние от передней опоры до подкапывающей машины; l₂- расстояние между опорами; l₃- расстояние от задней опоры до начала присыпки грунтом; h_a, h_b -вертикальное перемещение опор; осадка грунта на участке присыпки грунтом; R_a, R_b - усилие подъема

Рис. 7

Зависимость давления, температуры нефти и осадки трубопровода при его ремонте с применением крепей КР-1220

Рис. 8

Зависимость давления, температуры нефти и осадки трубопровода при его ремонте с применением стрелы-опоры СО-1

а) для трубопровода диаметром 1220´ 12; б) 1220´ 15, 2; в) 1220´ 10, 5

Рис. 9

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИМЕР
проверочного расчета трубопровода на прочность

1. Проверочный расчет трубопровода диаметром 1220´ 12 на прочность производится согласно РД 39-30-451-80 " Руководство по расчету на прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020-1220 мм при ремонте без подъема" [4].

2. Технологическая схема капитального ремонта с расстановкой ремонтных машин приведена на рис. 1. В качестве грузоподъемных механизмов используются 4 крепи (см. рис. 2).

Соответствующая рис. 2 расчетная схема трубопровода приведена на рис. 7.

3. Материал трубы - 17Г1С-У по ТУ 14 3-602-77.

s_b=520 МПа; s_r=370 МПа; r_ст=7850 кг/м².

Осевой момент инерции- I=0, 6312× 10^-2 м⁴.

Осевой момент сопротивления - W=13, 63× 10^-3 м³.

Вес трубопровода с нефтью - Q=13510 Н

То же, с грунтом присыпки - Q₀=14900 Н

Давление перекачиваемой нефти - Р=2, 4 МПа.

Температура стенки трубопровода t_r=30°С

То же, при укладке t_у=-10°С.

Радиус упругого изгиба в горизонтальной плоскости r_r=∞

Радиус упругого изгиба в вертикальной плоскости r_b=∞

Вес подкапывающей машины Р₁=54500 Н

Вес очистной машины Р₂=32500 Н

Вес изоляционной машины Р₃=20000 Н

Технологические параметры

Расстояние между передней опорой и земляной тумбой l₁=16 м.

Расстояние между опорами l₂=18 м.

Расстояние между задней опорой и грунтом присыпки l₃=7 м.

Расстояние между передней опорой и подкапывающей машиной b₁=15 м.

Расстояние между передней опорой и очистной машиной b₂=10 м.

Расстояние между задней опорой и изоляционной машиной a₃=2м.

Вертикальные отклонения в точках опоры грузоподъемных устройств Da=0, 035; Db=0, 0

Осадка трубопровода De=0, 1 м.

4. Значения исходных данных с учетом коэффициентов перегрузки.

Вес трубопровода с нефтью Q=14800 H

То же, с грунтом присыпки Q₀=14900´ 1, 1=16420

Давление перекачиваемого продукта р=2, 4´ 1, 15=2, 875 МПа.

Температура трубопровода t_r=30°С´ 1, 0=30°С.

То же, при укладке t_у=-10°С´ 1, 0=- 10°С

Вес подкапывающей машины Р₁=60000 Н

Вес очистной машины Р₂=35800 Н

Вес изоляционной машины Р₃=22000 Н

5. Изгибающие моменты и реакции опор в точках Д, В, в т.С происходит отрыв нефтепровода

Изгибающие моменты Mа=0, 10629× 10⁷ Нм

Mв=0, 99× 10⁶ Нм

7. Кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления

(3)

где Р - расчетное внутреннее давление;

Дв - внутренний диаметр трубопровода;

Дн - наружный диаметр трубопровода.

МПа.

8. Значения коэффициента y₄, учитывающего двухосное напряженное состояние металла трубопровода:

(4)

9. Продольные напряжения от температурного воздействия

(5)

Dt=(t_r-t_y) - температурный перепад

a_t - коэффициент линейного расширения металла трубопровода - 12× 10^-6.

Е - модуль упругости, 2, 1. 10¹¹ Па.

s_r=-40× 12× 10^-6× 2, 1× 10¹¹=-100, 8 МПа.

10. Максимальные напряжения изгиба

(6)

где М_изг. - наибольший изгибающий момент в трубопроводе от расчетных нагрузок и воздействий, определяемых в п. 5 прил. 2.

Реакции опор R_d=0, 142× 10⁶ Н

R_а=0, 33× 10⁶ Н

R_b=0, 36× 10⁶ Н

R_e=0, 16× 10⁶ Н

Максимальная реакция опоры в т. В R_b=0, 36× 10⁶ Н

Длина вскрытого участка между передней опорой и местом вскрытия ковша экскаватора - 20, 5 м.

Принимаем 20, 5 - 26, 5 м.

Расстояние между опорой и местом окончательной засыпки - 25, 2 м.

Принимаем 25, 2 - 30, 2

Размер вскрытого участка

=(20, 5+25, 5)+16+(25, 2-30, 2)=61, 7-71, 7 м.

6. Расчетное сопротивление материала трубопровода при

(1)

(2)

=520 МПа; =370 520 МПа

т - коэффициент условий работы трубопровода,

т=0, 9;

К₁; К₂ - коэффициент безопасности по материалу,

К₁=1, 34; К₂=1, 15;

К_н - коэффициент надежности, К_н=1, 05.

МПа.

М_в- изгибающий момент в вертикальной плоскости от упругого изгиба НМ

М_г- то же, в горизонтальной плоскости, Нм;

(7)

МПа.

11. Максимальные продольные напряжения

s_пр1=s_t+ms_кц+s (8)

s_пр2=s_t+ms_кц-s (9)

где s_t - продольные напряжения от температурного воздействия, определяемые в п.9 прил. 2;

s_кц - кольцевые напряжения от внутреннего давления, определяемые в п.7 прил. 2;

s_и - напряжения изгиба, определяемые в п.10 прил. 2;

m - коэффициент поперечной деформации, m=0, 3.

s_пр1=-100, 8+0, 3× 143, 27+77, 8=19, 9 МПа;

s_пр2=-100, 8+0, 3× 143, 27-77, 8=135, 7 МПа.

12. Проверка деформации и прочности трубопровода

s_пр1< R₂

s_пр2< y₄R₂

s_пр1, s_пр2 - максимальные продольные напряжения, определяемые в п.11 прил. 2;

R₂ - расчетное сопротивление трубопровода, определяемое в п.6 прил. 2;

y - коэффициент, определяемый в п.8 прил. 2;

19, 9> 275, 78

135, 7³ 174, 57

Условие прочности выполняется.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРИМЕР
проверочного расчета трубопровода на устойчивость

1. Проверочный расчет трубопровода диаметром 1220´ 12 на устойчивость производится согласно " Методике расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 219-1220 мм" [5].

3. Исходные данные и технологические параметры (см. прил. 2).

4. Продольное усилие от внутреннего давления и температурного перепада.

N=(0, 2s_кц+dEDt)F (1)

где s_кц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления (см. п.7 прил. 2);

dEDt - продольные напряжения от температурного воздействия (см. п.9 прил. 2);

F - площадь поперечного сечения трубопровода,

N=(0, 2× 14327+7560)× 455=4740000 Н.

5. Величина критического продольного усилия

(2)

где EI - жесткость трубопровода;

L_max - размер максимального продета

h - коэффициент, учитывающий число пролетов.

6. Проверка устойчивости ремонтируемого трубопровода

N_кр³ K_nN (3)

где K_n - коэффициент запаса продольной устойчивости, принимаемый равным 1, 25.

19800_кн> 1, 25× 4740_кн

19800> 5700.

Условие устойчивости выполняется.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

МЕТОДИКА
проверки высотного положения ремонтируемого участка нефтепровода

1. Контроль высотного положения ремонтируемого участка нефтепровода производится в процессе его ремонта (см. рис. 10). В качестве мерительного инструмента применяется нивелир с точностью замера 0, 5 см и геодезическая рейка.

2. Нивелир (1) при замерах устанавливается за отвалом минерального грунта. Геодезическая рейка (2) устанавливается на верхней образующей трубопровода.

3. Первый замер положения осуществляется в шурфе (3), который отрывается перед вскрышным экскаватором (4).

4. Последующие замеры выполняются в том же геодезическом створе в момент прохождения его каждой парой крепей.

5. Заключительный замер проводится на присыпном участке трубопровода перед окончательной засыпкой в том же створе.

6. Высотные отклонения трубопровода над каждой парой крепей и на присыпном участке трубопровода не должны превышать допустимых, установленных рабочим проектом.

⇐ Предыдущая 1 2 34