Краус Ю.А. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов - файл n1.doc

приобрести
Краус Ю.А. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов
скачать (5902.4 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc9172kb.05.05.2010 10:11скачать

n1.doc

1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13

4.2 Прочностной расчёт трубопровода по методу предельных состояниям




4.2.1 Схема нагружения подземного трубопровода


Уложенный в грунт трубопровод испытывает кольцевые, продольные и радиальные напряжения (рис. 4.3).

Кольцевые напряжения ?к возникают под действием разности внутреннего и внешнего давления (P Po). Величина ?к определяется из условия равновесия части трубы, отсечённой плоскостью, проходящей через её ось. Согласно гипотезе тонкостенных оболочек под действием разности давлений (P Po) на единице длины трубопровода создается разрывающее усилие равное , где Dср – диаметр серединного волокна. Ему противодействует сила сопротивления , где – толщина стенки трубы.

Поскольку в условиях равновесия они равны, то можем записать

, (4.1)

Если в качестве внешнего давления принять атмосферное, то P Pa=p – есть избыточное давление в трубопроводе. С учётом того, что толщина стенки много меньше диаметра согласно [19] получим

. (4.2)

Продольные напряжения создаются под действием

1) внутреннего давления

;

2) перепада температур

,

где ∆Т – расчетный температурный перепад, обусловленный различием температур эксплуатации трубопровода и замыкания его стыков при строительстве;

  1. изгибающих усилий

,

где RИ – радиус изгиба трубопровода.

Знак плюс при расчете относится к растягивающим напряжениям, а знак минус – к сжимающим. Напряжения изгиба возникают на поворотах трассы трубопровода, а также при прохождении через вершины и впадины профиля трассы.

Таким образом, суммарная величина продольных напряжений составляет

. (4.3)

Радиальные напряжения малы и в расчетах не учитываются. Кроме того, при расчетах на прочность пренебрегают давлением грунта и воздействием подвижных нагрузок (автомобили, сельскохозяйственные машины, строительная техника), так как они незначительны и компенсируются внутренним давлением [2, 19–20].

4.2.2 Расчёт несущей способности МН


Магистральный трубопровод рассчитывают по методу предельных состояний, при этом рассматривается такое напряжённое состояние, характеризуемое величиной ?max, по достижении которого дальнейшая эксплуатация становится невозможной. Первое предельное состояние наступает при разрушении трубопровода под действием внутреннего давления. Согласно [22] несущая способность МН – максимальное внутреннее давление, которое может выдержать трубопровод без разрушений и отказов при нормативных нагрузках. Характеристикой несущей способности МН в этом случае является расчётное сопротивление R1, которое назначается по пределу прочности металла, т.е. ?K=?maxR1.

Для обеспечения надёжной работы МН при определении расчетного сопротивления вводят ряд коэффициентов, отражающих вероятный характер различных факторов, влияющих на несущую способность магистрального трубопровода [4, 19]

, (4.4)

где mу – коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: (mу=0,9 для трубопроводов III и IV категорий, mу=0,75 для трубопроводов I и II категорий, mу= 0,6 для трубопроводов категории В (краткие сведения о распределении участков по категориям даны в табл. 2.1, более подробные в [4]);

k1 – коэффициент надежности по материалу;

kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для нефте- и нефтепродуктопроводов при Dн Ј 1000 мм kн = 1, при Dн =1200 мм kн = 1,05).

Учитывая, что конструкция должна иметь некоторый запас прочности, в формуле (4.2) заменим величину p произведением nр·p (nр – коэффициент надежности по нагрузке), ?к – расчетным сопротивлением металла трубы и сварных соединений R1, а внутренний диаметр выразим через наружный (Dн2), тогда получим

, (4.5)

Величина коэффициента надежности по нагрузке принимает следующие значения: nр=1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по системе «из насоса в насос»; nр = 1,1 – во всех остальных случаях.

Из уравнения (4.5) получим несущую способность секции трубопровода

(4.6)

или переходя к единицам напора – максимально допустимый напор

. (4.7)

4.2.3 Эпюра несущей способности и разращенных напоров


Анализ нагружения ЛЧ внутренним давлением удобно выполнять графоаналитическим методом, при котором на сжатом профиле МН сравнивается взаимное расположение пьезометрических линий, соответствующих предельным (по давлению) режимам эксплуатации нефтепродуктопровода с эпюрой несущей способности (рис. 4.4). Под эпюрой несущей способности понимается совокупность всех точек, отстоящих от линии сжатого профиля на величину максимального напора (в выбранном масштабе высот), который допустим в трубопроводе по условиям прочности (4.7) с учетом материала труб, диаметра и толщины стенки, а также категории участка МН (условий работы). Различают эпюры несущей способности секций труб по толщине стенки, определённой проектом, и по фактической толщине стенки, определённой по результатам диагностики внутренними инспекционными приборами [6, 22].

Эпюра несущей способности по толщине стенки, определённой проектом, в целом копируя сжатый профиль МН, на границах участков различной категории и секций труб, выполненных из разных сталей или имеющих разную толщину стенки, изменяется скачком. Этот скачок на участках повышенной категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали, направлен вниз, а в случае увеличения толщины стенки трубы или применения более прочной стали может быть уменьшен, равен нулю или даже направлен вверх.

Эпюра несущей способности по фактической толщине стенки в целом копирует эпюру несущей способности по толщине стенки, определённой проектом, при этом отклоняясь вниз в местах её уменьшения.

Гарантией надёжной работы МН при эксплуатации – испытания на прочность и герметичность [21]. Данные фактических гидравлических испытаний должны соответствовать условию:

(4.8)

где – проектная величина максимално допустимого рабочего давления, определённого по формуле (4.6), МПа;

– коэффициент испытания, характеризующий категорию участка трубопровода, согласно [4] для участков категории В – =1,5, категории I – =1,25 и категорий II, III, IV – =1,1 от рабочего давления с учетом величины испытательного давления труб на заводе-изготовителе.

Разрешенное давление для каждой секции труб по результатам фактических гидравлических испытаний на прочность рассчитывается по формуле:

, (4.9)

Фактические давлений гидравлических испытаний и разрешенные давления пересчитываются в метры столба нефти и приводятся в виде эпюр фактических гидравлических испытательных давлений и разрешённых давлений (напоров) по результатам фактических гидравлических испытаний (см. рис. 4.4).

За разрешенное рабочее давление каждой секции трубопровода принимается наименьшая величина из несущей способности труб и разрешенных напоров по результатам фактического гидравлического испытания на прочность [22]:

(4.10)

При гидравлических переиспытаниях на порчность участков эксплуатируемых магистральных нефтепроводов, со сроком эксплуатации свыше 30 лет, в независимости от категории участка принимается: 1,1 от pраб в верхней точке и 1,25 от pраб – в нижней.



Рис. 4.4. Эпюры несущей способности и разращенных напоров

1   ...   5   6   7   8   9   10   11   12   13


4.2 Прочностной расчёт трубопровода по методу предельных состояниям
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации