Решение типовых задач при сооружении и ремонте магистральных трубопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Решение типовых задач при сооружении и ремонте магистральных трубопроводов

Попова А.И.



Введение

магистральный газопровод безопасность

Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия и в настоящее время по удельному весу и объёму грузопотоков неуклонно вытесняет водный и железнодорожный транспорт. Преимущества трубопроводного транспорта - это:

дальность перекачки, высокая ритмичность, практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;

возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;

возможность работы в различных климатических условиях;

возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;

высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;

возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.

Именно эти преимущества позволяют с развитием сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.

Развитию сети трубопроводного транспорта послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с удалённостью месторождений от мест переработки и потребления нефти и газа. Выросли не только объёмы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов.

Известно, что газопроводы представляют собой сооружения повышенной опасности, от исправности которых напрямую зависит не только надёжное снабжение газом, но и безопасность людей и окружающей среды. В ходе эксплуатации любого газопровода на него оказывают влияние коррозионно-активные агенты, механические нагрузки, иные виды внешних воздействий. Для обеспечения надёжности и безопасности газопровода с определённой периодичностью требуется проводить техническое обслуживание и ремонтные работы.

Система технического обслуживания и ремонта предусматривает:

техническое обслуживание с периодическим контролем;

регламентированное техническое обслуживание;

текущий ремонт;

средний ремонт;

капитальный ремонт;

калибровку средств и каналов измерения параметров;

обеспечение запасом инструментов и принадлежностей (ЗИП);

обеспечение эксплуатационной надёжности.

Сроки технического обслуживания согласовывают с графиками технического обслуживания основного технологического оборудования. Техническое обслуживание с периодическим контролем выполняют, как правило, без остановки технологического процесса в объёме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации на технические средства.

Ремонт сооружений и станционного оборудования связи включает в себя комплекс организационно-технических мероприятий, направленных на восстановление вышедшего из строя оборудования, восстановление его ресурса составных частей.

В задачи ремонта входят:

- организация, планирование, обеспечение и проведение текущего и капитального ремонта оборудования и сооружений связи;

- разработка и внедрение мероприятий по повышению надёжности аппаратуры, оборудования и сооружений связи.

Ключевые слова: линейная часть, стресс - коррозионный дефект, расчётная схема, компенсатор, буровзрывные работы, балластировка ,кольцевые напряжения, надёжность, нормативная нагрузка, траншея, температурный перепад, трасса трубопровода.

Оформление контрольной работы. Контрольная работа оформляется на листах А4 в электронном виде. Титульный лист должен содержать:

- название учебного заведения; - название кафедры;

- название дисциплины; - номер варианта;

- фамилию И.О. студента;

- шифр (номер зачётной книжки).

Вариант для решения задачи задаётся и контролируется преподавателем. Каждая задача подробно расписывается, приводятся все формулы.

В описании предоставляются все схемы, рисунки, формулы.

Глоссарий

Давление рабочее - наибольшее избыточное давление участка трубопровода на всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимах перекачки.

Давление трубопровода испытательное - максимальное давление, которому подвергается участок трубопровода при предпусковых испытаниях на прочность в течение требуемого времени.

Компенсаторы на трубопроводах - конструкции, обладающие повышенной податливостью, для восприятия перемещений трубопровода.

Линейная часть - основная составляющая магистрального трубопровода, непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная вдоль трассы тем или иным способом.

Лупинг - трубопровод, проложенный параллельно основному трубопроводу и соединённый с ним для увеличения его пропускной способности.

Нормативная нагрузка - нагрузка, рассчитываемая по проектным размерам конструкций или принимаемая в соответствии с нормативными документами.

Нормативное сопротивление материала, представляет собой основной параметр сопротивления материалов внешним воздействиям и устанавливается нормативными документами.

Предельные состояния - это такие состояния для здания, сооружения, а также основания или отдельных конструкций, при которых они перестают удовлетворять заданным эксплуатационным требованиям, а также требованиям, заданным при их возведении.

Прочность - неразрушаемость конструкции в течение всего периода её эксплуатации.

Расчётная нагрузка - нагрузка, принимаемая в расчёте конструкций, определяемая путём умножения нормативной нагрузки на коэффициент надёжности по нагрузке.

Расчётная схема - это схема, полученная на основе конструктивной схемы с учётом принятых упрощений.

Соединение изолирующее - вставка между двумя участками трубопровода, нарушающая его электрическую непрерывность.

Станция катодная - комплекс электротехнического оборудования, предназначенный для создания постоянного электрического тока между анодным заземлителем и подземным сооружением (трубопровод, резервуар и др.) при катодной защите последнего от коррозии.

Траншея - временное земляное сооружение, длина которой многократно превышает ширину.

Трасса трубопровода - положение оси трубопровода, определяемое на местности её проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.

Трубопровод-лупинг - параллельно действующая нитка трубопровода.



1.Практическое занятие 1 расчётное давление разрушения трубы, срок эксплуатации газопровода

магистральный газопровод безопасность

Условие задачи 1

Определить расчётное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, предварительный срок эксплуатации трубы с одним дефектом, и срок измерения параметров дефекта.

Исходные данные

Указания к решению задачи 1

Методика расчёта принята согласно рекомендациям ВРД 39-1.10-032-2001,

Который регламентирует оценку и классификацию стресс-коррозионных дефектов труб магистральных газопроводов всех диаметров. [1].

Оценку опасности стресс-коррозионных дефектов выполняют по измеренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.

Связь расчётного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:

где Рп - расчётное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см2);

у - напряжение течения, принимаемое по таблице 1,



Таблица 1. Напряжение течения у, МПа

у0,2 - нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см2); увр - нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см2);

фу - время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитывае-мого срока, годы; фу = фэкс + фр;

фэкс - время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

фр - рассчитываемый срок (срок измерения параметров дефекта для его классификации, предварительный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы, срок контрольного измерения параметров дефекта или срок безопасной эксплуатации дефектной трубы), годы;

д - толщина стенки трубы, мм;

R - внутренний радиус трубы, мм; R = Dн/2 - д; Dн - наружный диаметр трубы, мм;

Кп - коэффициент, учитывающий конфигурацию стресс-коррозионных дефектов, принимаемый равным 0,7;

tmax - максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, мм; Мп - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины Lп

Mn ??1 1,32??R?д?2 , (1.2) где Lп - оценка полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта

Lп = Lизм + Kдопtп, (1.3) Lизм - измеренная длина дефекта, мм;

tп - порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм; Kдоп - коэффициент, определённый по статистическим данным о кон-

фигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 2.

Таблица 2. Значение коэффициента Kдоп

Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом фэ, лет, определяют по формулам:

при tmах / фэкс > Vt min :

при tmах / фэкс ? Vt min :

фэ ??фэкс ??tраб Кп ?, (1.4) max

фэ ??tраб Кп tmax , (1.5) tmin

где фэкс -Vt min -

время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;

скорость изменения глубины дефектов, принимаемая в расчёте как минимальная скорость по таблице 3.

Таблица 3 - Скорость изменения глубины дефектов, Vt min, мм/год

tpaб - допустимая при рабочем давлении глубина прямоугольной аппроксимации дефекта

Кпор - пороговый коэффициент, зависящий от категории участка газо-провода и принимаемый равным для участков: категории В 1,5; категории I и II - 1,25; категории III и IV 1,1.

Трубы с дефектами, имеющими глубину более 80% от толщины стенки трубы, подлежат замене не зависимо от длины дефектов.

Срок измерения параметров дефекта для его классификации определяют

по формуле: tраб Kпtmax н t max

где Vt mах - максимальная скорость изменения глубины дефектов (мм/год),

Vt mах = Dн/1 000. (1.8) Пример 1

Исходные данные:

наружный диаметр трубы, Dн = 1 420 мм; толщина стенки трубы, д = 29 мм;

время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока,

фу = 24 года;

максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, tmах = 7 мм; измеренная длина дефекта, Lизм = 12 мм;

порог чувствительности прибора, tп = 0,5;

время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, фэкс = 21год;

рабочее давление в газопроводе, Рраб = 10,5 МПа; Марка стали К60;

Категория B.

1. По таблице 1 определяем напряжение течения у:

у = (0,75 0,003 (24 - 20)) (415 + 520)/2 = 4,21 МПа; По таблице 2 определяем значение коэффициента Kдоп:

Kдоп = 0,25?1420 = 355;

Подставляем найденное значение в формулу (1.3) находим оценку полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта:

Lп = 12 + 0,5355 = 189,5 мм;

По формуле (1.2) находим значение коэффициента Фолиаса:

Mn 1 1,3189,5/ 22 1,3;

Подставляя найденные значения в формулу (1.1), найдём расчётное дав-ление разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта:

По таблице 3 определяем скорость изменения глубины дефектов: Vt min = 0,6 - 0,02 · (21 - 10) = 0,38 мм/год;

Т. к. tmах / фэкс ? Vt min, то предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом находим по формуле (1.5):

фэ 1,30,77 9,5 лет;

Срок измерения параметров дефекта для его классификации определяем по формуле (1.7):

фн 1,30,77 2,5года.

2.Оценка остаточной прочности трубы с несколькими дефектами, срок безопасной эксплуатации газопровода с группой дефектов

Условие задачи 2

Определить остаточной прочности трубы с несколькими дефектами, Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с группой дефектов, и срок измерения параметров дефектов.



Таблица 4. Исходные данные

Недостающие данные принять по условию задачи 1 согласно своему варианту.

Указания к решению задачи 2

Методика расчёта принята согласно рекомендациям ВРД 39-1.10-032-2001 [1]. Выражение для оценки остаточной прочности трубы с несколькими дефектами имеет вид:

где Рс - расчётное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, МПа (кгс/см2);

Lдеф.n - длина n-го дефекта, определённая по формуле (3), мм;

13t max.n - максимальная глубина n-го дефекта, мм; n - номер дефекта;

N - число дефектов в дефектной области;

Lпep.m - длина m-ой перемычки между дефектами, длина которых опреде-лена по формуле (3), мм;

m - номер перемычки между дефектами;

М - число перемычек между дефектами, М = N - 1.

Мс - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины дефектной области:

Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с группой дефек-тов определяют по формуле:

фэ с.раб с , (2.3) Ac

где Ас.раб - допустимая при рабочем давлении площадь проекции дефектной области,

где Ас - площадь потери металла на проекции дефектной области

VAc - скорость изменения площади потери металла на проекции де-фектной области

при tс.mах /фэкс > Vt min

при tс.mах /фэкс ? Vt min



tc.max - максимальная глубина рассматриваемых дефектов.

Срок измерения параметров дефектов для их последующей классифика-ции определяют по формуле:

По результатам пропуска внутритрубного снаряда-дефектоскопа определяют длину и максимальную глубину стресс-коррозионных дефектов. При интерпретации измерений принимают наибольшие из возможных значений глубин с учётом погрешности измерений.

По формулам (2.4) или (2.5) с учётом выражений (2.2) и (2.6) оценивают предварительный срок безопасной эксплуатации труб с отдельными дефектами, а по формуле (2.7) определяют срок измерения параметров дефекта локальными неразрушающими методами. Срок измерения параметров дефекта исчисляется с момента пропуска снаряда-дефектоскопа.

При оценке опасности нескольких близлежащих дефектов методом перебора выделяют из них группу последовательно расположенных дефектов, для которых расчётное разрушающее давление, определённое по формулам (2.1) и (2.2), является минимальным. Полученное значение разрушающего давления сравнивают со значениями, рассчитанными по формулам (2.1) и (2.2) для каждого отдельного дефекта. Если разрушающее давление, определённое для группы дефектов, окажется ниже, чем давление, определённое для любого из отдельных дефектов, выполняют оценку опасности найденной группы дефектов по формулам (2.3-2.8). В противном случае выполняют оценку опасности отдельного дефекта по формулам (2.4-2.8).

Далее принимают решение о замене или дальнейшей эксплуатации дефектной трубы. Дефекты трубы, оставляемой в газопроводе, как правило, устраняют контролируемой шлифовкой. Если устранить дефекты не представляется возможным, рекомендуется устанавливать закладные датчики для контроля их развития.

Пример расчёта аналогичен примеру решения первой задачи (см. первое практическое занятие).

3.Определение скорости роста коррозионных дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов

Условие задачи 3

Определить скорость роста коррозионных дефектов стенки труб магистрального нефтепровода и срок.

Таблица 5. Исходные данные

Указания к решению задачи 3

Методика решения задачи принята согласно Приложения А РД 153-39.4-067-04 и проводится в ниже описанной последовательности.

1. Скорость роста i-го коррозионного дефекта определяется по данным последней и предпоследней инспекцией ВИП одного типа (WM или MFL) по формуле:

d2,i d1,i

ДТ

d2,i d1,i корр.i ДT

- глубина дефекта при последней инспекции ВИП;

- глубина дефекта при предпоследней инспекции ВИП;

- период времени между инспекциями.

(3.1)

2. Для участков МН, на которых проводилась только первичная инспек-ция WM или MFL, в расчётах остаточного ресурса труб с коррозионными де-фектами, выявленными дефектоскопами WM и MFL, используется средняя скорость роста коррозионных дефектовVкорр , которая определяется по формуле на основе данных по растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопами WM на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть»:

где N - количество растущих дефектов коррозии;

16V - скорость роста глубины i -го растущего дефекта коррозии, определяемая по формуле (3.1).

Для участков трубопроводов, находящихся на расстоянии более 3-х км от электрифицированных железных дорог, Vкорр , определённая на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным на указанных участках нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», равна 0,077 мм/год.

Для участков трубопроводов, находящихся на расстоянии не более 3-х км от электрифицированных железных дорог, Vкорр , определённая на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным на указанных участках нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть», равна 0,1 мм/год.

3. Для участков МН, на которых проводилась повторная инспекция WM, в расчётах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, впервые выявленными дефектоскопами WM и MFL, а также выявленными дефектоскопами MFL при первичной инспекции, используется средняя скорость роста коррозионных дефектов Vкорр , которая определяется по формуле (3.2) на основе дан-

ных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопом WM на данном конкретном участке МН.

4. Для участков МН, находящихся на расстоянии более 3 км от электри-фицированных железных дорог, в расчётах остаточного ресурса труб коэффициент запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР (первоочередной ремонт), принимается равным 1,3.

Для участков МН, находящихся на расстоянии не более 3 км от электри-фицированных железных дорог, в расчётах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, коэффициент запаса прочности по долговечности принимается равным 1,5.

Категории ПОР соответствуют дефекты потери металла, вызванные коррозионным утонением стенки, глубиной равной или более 50% от толщины стенки трубы. Т. о. расчёт остаточного ресурса труб с учётом коэффициента запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР для участков МН, находящихся на расстоянии Lэжд более 3 км от электрифицированных железных дорог проводится по формуле:



где dф - фактическая глубина дефекта, мм; dф здесь принимается равной глубине дефекта при последней инспекции ВИП d2,i ;

dпор - глубина дефекта требующая первоочередного ремонта, мм;

Vкорр - скорость роста дефекта коррозии, определяемая по формуле (3.1). Расчёт остаточного ресурса труб с учётом коэффициента запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР для участков МН, находящихся на расстоянии Lэжд не более 3 км от электрифицированных железных дорог проводится по формуле:

4.Оценка напряженного состояния участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения

Условие задачи 4

Определить напряжённое состояние участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения. Провести проверку для предотвращения недопустимых пластических деформаций, учитывая, что измерения геометрии производились при отсутствии давления в трубе. Определить величину допускаемого параметра овальности и, при необходимости, величину допустимого рабочего давления. Расчётный температурный перепад превышает проектные значения.

Исходные данные

Указания к решению задачи 4

Оценку напряжённого состояния участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения следует проводить согласно документу Р 51-31323949-42-99 [2]. Рассматривается часть трубопровода, по длине которого форма поперечного сечения отличается от правильной круговой. На практике наиболее распространённым является дефект геометрии трубы, при котором поперечное сечение имеет форму овала. Известно, что нарушение геометрии поперечного сечения вызывает изменение напряжённого состояния трубы. В стенке трубы под действием рабочего давления к номинальным напряжениям добавляются изгибные кольцевые напряжения, величина которых зависит от диаметра и толщины стенки трубы, физико-механических характеристик стали, рабочего давления, геометрии сечения.

Полные кольцевые напряжения в трубе с произвольными отклонениями формы поперечного сечения от круговой определяются формулой:

Продольные осевые напряжения упр при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения фунта определяются по формуле:

Если измерения геометрии трубы проводились при определённом давлении рн например, внутритрубным дефектоскопом, то начальное отклонение Д определяется по формуле:

где рн - безразмерный параметр давления, определённый по формуле (4.2) для давления, при котором проводились внутритрубные исследования;

Др - амплитудное значение изменения половины номинального диаметра трубы, определённое по формуле (4.5).

Выражение (4.4) описывает распределение кольцевых напряжений по толщине стенки трубы и угловой координате. Максимальные напряжения имеют место в точках трубы с координатами (о =д;0= р,3р)

и(о = - 2;0 = 0, р):

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций в этих опасных точках необходимо проводить проверку:

где R2 - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы (предел текучести);

укц - максимальные кольцевые напряжения, вычисляемые по фор-муле (4.7);

упр - продольные осевые напряжения при отсутствии продольных и поперечных перемещений, вычисляемые по формуле (4.3).



Таблица 6. Коэффициент условий работы газопровода m

23Примечание. Пункты 1 и 2 выполняются в случае отсутствия данных по геометрии сечения, полученных в результате внутритрубной инспекции. Принять для расчёта значения Dmax и Dmin из условий к задаче 3.

3. По результатам измерений диаметров вычислить фактический пара-метр овальности трубы в:

где рн - параметр давления, который может быть определён по формуле:

262) Из точки горизонтальной оси в = 2,32%, соответствующей для нашего случая уровню фактической овализации газопровода, проводим вертикальную линию до пересечения с графиком (дн = 15,7 мм);

3) Из точки пересечения проводим горизонтальную линию до вертикаль-ной оси. Точка на ней указывает допускаемое рабочее давление ? 7,1 МПа.

Рекомендуется снизить рабочее давление в газопроводе до величины, не превышающей 7,09 МПа, либо произвести замену дефектного участка катушкой.

Второй способ решения задачи

28вертикальной оси. Точка пересечения с осью напряжений показывает уровень кольцевых напряжений в трубе с данными параметрами: ук= 340 МПа.

8. Условие укц ? [укц] выполняется (340,4 < 345,3).

Вывод. Допускается дальнейшая эксплуатация участка газопровода с последующим ежегодным контролем геометрии сечения и толщины стенки трубы.

5. Оценка работоспособности отводов с эрозионным утонением стенки

Условие задачи 5

Определить расчётную толщину стенки отвода, при необходимости рассчитать допустимое утонение стенки, выдать рекомендации по дальнейшей эксплуатации отвода.

Исходные данные

Указания к решению задачи 5

Методика оценки принята согласно рекомендациям 51-31323949-42-99. Рекомендации, по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов.

Алгоритм оценки работоспособности представлен на рисунке 2.

Для оценки работоспособности отводов необходимо выполнить следующую последовательность операции.

1. Замерить фактическую толщину стенки отвода дф на выпуклой стороне. 2. Определить расчётную толщину стенки др по формуле (5.1).

3. Если фактическая толщина стенки превышает расчётную, разрешается дальнейшая эксплуатация отвода с последующим контролем толщины 1 раз в год.

4. Если фактическая толщина стенки меньше расчётной, рассчитывается допустимое утонение стенки по формуле (5.3). 5. Если фактическая толщина стенки больше допустимой [д], разрешается дальнейшая эксплуатация отвода с контролем толщины 1 раз в 6 месяцев. В противном случае необходима замена отвода.



Таблица 7. Коэффициент несущей способности для вогнутой стороны отвода

Полученное значение допустимой толщины стенки в миллиметрах округляется в большую сторону с точностью до одного знака после запятой.

Допустимая толщина стенки должна быть не менее 4 мм.

Определение допускаемого рабочего давления.

Если фактическая толщинадф стенки отвода меньше допустимой, дальнейшая эксплуатация такого отвода при нормативном давлении не допускается.

6.Определение расстояния между опорами температурные удлинение участка надземного трубопровода

Условие задачи 6

Определить расстояние между опорами и температурные удлинения участка надземного трубопровода.

Примечание: Величины расчётных коэффициентов принимались по СП 20.13330.2011 Нагрузки и воздействия (СНиП 2.01.07.-58*)

Указания к решению задачи 6

Расстояние между неподвижными опорами для газопроводов диаметром свыше 600 мм следует принимать не менее 300 м.

1 Расчёт пролета между опорами надземного газопровода

Величина среднего пролёта газопровода из условия статической прочности, которое должно удовлетворяться во всех случаях, определяется по формуле:



- собственный вес 1 м газопровода, Н/м; значение собстевнного веса

газопровода определяется по формуле:

где сq - плотность материала труб, кг/м3; dc - наружный диаметр газопровода, м;

tном - номинальная толщина стенки труб и соединительных деталей, м; qg - вес транспортируемого газа в единице длины газопровода, Н/м;

значение веса транспортируемого газа определяется по формуле:

где р - давление;

vs - вес снега на единицу длины газопровода, Н/м; значение веса сне-га определяется по формуле:

(6.5) где мc - расчётный коэффициент, мc = 0,2 для газопроводов диаметром до

600 мм включительно и 0,3 - св. 600 мм;

с0 - нормативная снеговая нагрузка, Н/м2, принятая по СП 20.13330.2011 Нагрузки и воздействия;

vi - вес обледенения на единицу длины газопровода, Н/м; значение веса обледенения определяется по формуле:

?1 ?1,9tiгide, Н/м, (6.6) где ti - толщина слоя, м;

гi - плотность гололёда, Н/м3;

wn - ветровая нагрузка на единицу длины газопровода, Н/м; значение ветровой нагрузки определяется по формуле:

wn ??wоdek(1 ?0,7ж), Н/м, (6.7) где wo - нормативное значение ветрового давления, принимаемое в зависимости от ветрового района России по СНиП 2.01.07-85*,кгс/м2; k,ж - коэффициенты, принимаемые по СП 20.13330.2011, в зависимости от типа местности;

R - расчётное сопротивление, МПа; значение расчётного сопротивления определяется по формуле:

Где Run, Rуп - нормативные сопротивления материала труб и соединительных деталей соответственно по временному сопротивлению и преде-лу текучести, МПа;

2 Проверка на резонанс

Величина среднего пролёта газопровода из условия динамической устойчивости (расчёт на резонанс) не превышает величины:

Значение коэффициента kс принимается по таблице 8.



Таблица 8. Коэффициент, учитывающий число пролётов

3 Температурные удлинение участка трубопровода (?l)

Удлинение трубопровода (?l) зависит от его длины и температуры определяется по формуле:

где б - коэффициент линейного расширения 1 м трубы при нагреве её на 100°С, определяется по справочникам. Для углеродистых сталей а составляет 1,2-1,3 мм, а для нержавеющих 1,7-1,8 мм;

t - температура транспортируемой среды, °С;

38L - длина трубопровода, м.

Величины возникающих усилий при изменении длины трубопровода достигают значительных размеров и могут привести к деформации линии трубопровода или разрушению опорных конструкций.

Пример 1 Исходные данные:

наружный диаметр,dс = 1 020 мм;

номинальная толщина стенки, tном = 13 мм; длина трубопровода, L = 80 мм;

давление, Р = 6,4 МПа;

плотность материала труб, сq = 7 850 кг/м3; расчётный коэффициент, мc = 0,3;

нормативная снеговая нагрузка, с0 = 240 Н/м2; толщина слоя, ti = 0,01 м;

плотность гололёда, гi = 0,9 г/см3;

нормативное значение ветрового давления, wo = 30 Н/м2;

- коэффициенты, принимаемые по СП 20.13330.2011, в зависимости от типа местности. Примем k = 0,75 и ж = 0,85 для типа местности В;

нормативное сопротивление материала по временному сопротивлению, Run = 420 МПа;

нормативное сопротивление материала по пределу текучести, Rуп = 220 МПа;

коэффициент линейного расширения, б = 1,23; температура транспортируемой среды, t = 34°С.

1 Расчёт пролёта между опорами надземного газопровода. Собственный вес единицы длины газопровода определяем по формуле (6.3):

qq = 3,14 · 7850 · 9,81· (1,02 0,013) · 0,013 = 3 165,5 Н/м.

Вес транспортируемого газа в единице длины газопровода определяем по формуле (6.4):

qg = 100 · 6,4·(1,02 2 · 0,013)2 = 632,3 Н/м.

Вес снега на единицу длины газопровода определяем по формуле (6.5):

Vs = 0,3 · 240 · 1,02 = 73,5 Н/м.

Вес обледенения на единицу длины газопровода определяем по формуле (6.6):

vi = 1,9 · 0,01 · 92 · 1,02 = 1,78 Н/м.

тровая нагрузка на единицу длины газопровода определяем по форму-ле (6.7):

wn = 30 · 1,02 · 0,75 (1 + 0,7 · 0,85) = 36,6 Н/м. Подставляя найденные значения в формулу (6.2), находим q:

q = [(3 165,5 + 632,3 + 73,5 + 1,78)2 + 36,62 ]1/2 = 3873,3 Н/м.

где Run, Rуп - нормативные сопротивления материала труб и соединительных деталей соответственно по временному сопротивлению и пределу текучести, МПа;

Для труб производства «Выксунский металлургический завод» (ТУ 14-3-1573-96) с толщиной стенки 13 мм изготовленных из стали марки 09Г2С нор-мативные сопротивления равны соответственно 420 и 220.

R = 420/2,6 = 161,5 МПа и R = 220/1,5 = 146,7 МПа. Выбираем меньшее - R = 146,7 МПа.

Определяем величину среднего пролёта газопровода из расчёта статиче-ской прочности по формуле (6.1):

Lст = (1,02 0,013)(3 · 3,14 · 0,013 · 146,7/3873,3)0,5 Ч

Ч {1 0,75[6,4(1,02 1,2 · 0,013)/ (0,013 · 2 · 146,7)]2}0,25 ·103 = 62,78 м.

2 Проверка на резонанс проводим по формуле (6.9):

L = 430 · 1,02 · [1,02 · 3,562 · 0,013/(3165,5 + 632,3 + 73,5 + 1,78) ]0,25 = 35,6 м. Получили, что переход длиной 80 м преодолеть в один пролёт для

предотвращения резонанса невозможно, рассчитаем трёхпролётный переход. L = 430 · 1,02 · [1,02 · 2,012 · 0,013/(3165,5 + 632,3 + 73,5 + 1,78) ]0,25 = 26,6 м.

Получили величину пролёта 26,6 м.

3 Температурные удлинения участка трубопровода:

Величины возникающих усилий при изменении длины трубопровода достигают значительных размеров и могут привести к деформации линии трубо-провода или разрушению опорных конструкций.

Трубопровод длиной 80 м при б = 1,23, при нагревании на 34°С будет иметь удлинение:

Дl = (1,23 · 34 · 80)/100 = 33,5 мм.

По величине температурного удлинения выбираем тип компенсатора по величине его компенсирующей способности по справочнику.

7.Определение параметров режима сварки, технологического режима работы участка газопровода на период проведения сварочных работ, расчет параметров буровзрывных работ

Условие задачи 7

Определить величину погонной энергии сварки на конце дуги, параметры режима приварки кольцевых швов, величину допустимой погонной энергии сварки, и параметры сварочного процесса (I, U, Vсв).

Таблица 9. Исходные данные

Толщину стенки газопровода замеряют на расстоянии порядка 100 мм по обе стороны окружности места приварки. Выполнение работ в местах с утонением стенки, выходящим за минусовой допуск (по ТУ на трубы) не допускается, и место врезки сдвигают.

Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров и овальность труб (отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к номинальному диаметру) не должны превышать пределов, обеспечивающих допустимый зазор при сварке узла врезки с поверхностью газопровода Для измерений используют рулетки измерительные по ГОСТ 7502, поверочные линейки по ГОСТ 8026 и др. При превышении пределов отклонений в предполагаемом месте врезки место врезки сдвигают.

Максимально допустимое рабочее давление на участке газопровода при проведении работ по сварке, врезке и перекрытию полости трубы Рдоп, кгс/см вычисляют по формуле:

где k - коэффициент, принимаемый в зависимости от категории участка равным 0,72 для III-IV категорий, 0,6 - для I-II категорий, 0,5 - для категории В;

k1 - коэффициент сварного шва, принимаемый равным: для прямо-шовных электросварных дуговой сваркой и бесшовных труб - 1, для спирально-шовных труб - 0,8;

sт - предел текучести металла трубы газопровода, принимаемый по ТУ на трубы, кгс/мм2;

d - фактическая толщина стенки трубы в месте приварки (по результатам замера), мм;

с - поправочный коэффициент, учитывающий потерю прочности нагретого металла стенки трубы в месте сварки, равный 2,4 мм;

Dн - наружный диаметр трубы в месте приварки (по результатам замера), мм.

Категории участков газопровода устанавливают по СНиП 2.05.06-85* с учётом конкретных условий категории допускается повышать. В случае проведения работ по врезке между участками разных категорий следует принимать наименьшее значение Рдоп.

Проводят замер фактических значений параметров режима работы участка газопровода: рабочего давления Рраб, скорости газа Vг, температуры газа tг, температуры воздуха tв.

Пример Исходные данные:

магистральный газопровод диаметром Dн = 1 220 мм, толщиной стенки д = 12,5 мм,

выполненный из трубной стали марки 17Г1С, предел текучести ут = 350 МПа,

рабочее давление составляет Рраб = 10,3 МПа. Категория прокладки трубопровода II

1. Максимально допустимое рабочее давление на участке газопровода при проведении работ по сварке, врезке и перекрытию полости трубы

Рдоп, кгс/см2 (Ч 0,1 МПа), вычисляют по формуле (7.1):

Определим параметры режима приварки кольцевых швов разрезного тройника и уточним параметры технологического режима работы газопровода диаметром 1 220 мм толщиной стенки 12,5 мм при следующих исходных данных: Рдоп = 3,5 МПа, эквивалент углерода для низколегированной стали 17Г1С [С] составляет не более 0,46 (табл. 3 ТУ 14-3-1573-96).

По рисунку 1 из приложения 5 для [С]э = 0,415 находим Qвх = 1,75 кДж/мм, Vг = 3 м/с.

С учётом рекомендованных параметров сварки принимают величину допустимой погонной энергии сварки Qвхґ на уровне Qвх, Тогда Qвхґ = 1,75 кДж/мм.

Преобразуя формулу получим формулу для определения U:

U= 0,06?0,06?0,85?I , А, (7.2) где I - значение сварочного тока в амперах по таблице 6 СТО Газпром 2-

2.3-116-2007 [3]; I = 90ч120А 1,75?3

0,06?0,06?0,85?90 1,75?3 0,06?0,06?0,85?120

Преобразуя формулу (7.2) получим формулу для определения I:

I = 0,06?0,06?0,85?U , А, (7.3)

где U - значение напряжения в вольтах; U = 14,30ч19,06 В, 1,75?3

0,06?0,06?0,85?14,30 1,75?3

0,06?0,06?0,85?19,06

Затем скорректируют параметры работы участка газопровода на период проведения врезки с применением сварки. Одним из вариантов (предпочтительным) является снижение скорости потока газа Vг. Преобразуя формулу получим формулу для определения Vг:

Т. о. с учётом потерь на сварочном кабеле для первого и второго проходов кольцевого шва получили следующие параметры сварочного процесса: I = 90ч120 A, U = 14,30ч19,06 В, Vcв = 0,25 ч 0,44 м/ч.

По таблице 1 приложение 6 принимаем рекомендуемое количество слоёв, равное 2.

Условие задачи 7.1

Рассчитать параметры буровзрывных работ при разработке траншеи.



Таблица 10. Исходные данные

Решение

1. Определяем ширину траншеи по дну Вн, м:

Вн = D?1,5, Глубина траншеи hт, м:ьhт = D + 1,0,

В скальных грунтах рекомендуют перебор глубины 10-15%

Длина шпура Lш, м:

Длина заряда lз, м:

Lш= 1,2 ht,

lз = Lш/3,

2. Определяем по таблице 7.1 удельный расход для взрыва на рыхление, Ар и плотность сухого ВВ и коэффициент е по таблице 7.2

Удельный расход на рыхление, кг/м3:

44А = Ар??е, 3. Величина заряда в шпуре, кг:

Qзар = Ap ?hт3,



Таблица 11. Удельный расход эталонного ВВ

Таблица 12. Параметры взрывчатых веществ



4. Диаметр скважины, м:

5. Расстояние между скважинами в ряду а, м

Расстояние между шпурами в ряду a обычно состовляет (0,5-1,0) ht. При ширине траншеи по дну до В ??2 м заряды располагаются в один ряд, при большей ширине - в два ряда.

Количество скважин на расчётный участок N, шт.: N = L/a,

Количество ВВ необходимое для разработки траншеи Qобщ, кг:

Qобщ = Qзар ?N,

Пример Исходные данные:

длина траншеи, L общ = 320 м; диаметр, D = 1 220мм;

вид ВВ - зерногранулит 79/21.

1. Определяем ширину траншеи по дну по формуле (7.1.1): Вн = 1,22?1,5 = 1,83 м

Глубина траншеи hт :

hт = 1,22 + 1,0 = 2,22 м, с учётом перебора принимаем hт = 2,5 м

Подставляя найденные значения в формулу (7.1.3), вычислим длину шпура: Lш= 1,2 ??2,5 = 3 м

Длина заряда, lз:

lз = 3/3 = 1 м

2. Определяем по таблице 7.1 удельный расход для взрыва на рыхление, Ар = 0,72 и плотность сухого ВВ, с = 950 кг/м3 и коэффициент е = 1 по таблице 7.2

Удельный расход на рыхление:

А = 0,72 ??1= 0,72 кг/м3

3. Определяем величину заряда в шпуре по формуле (7.1.6): Qзар = 0,72 ??2,53= 11,25 кг

464. По формуле (7.1.7) найдём диаметр скважины:

d ??0,3?950?2,5 ??0,126м

5. Расстояние между скважинами в ряду а составляет (0,5-1,0) ?2,5 = 1,8. Число рядов = 1, т.к. В ??2 м

Количество скважин на расчётный участок N: N = 320/1,8 = 178 шт.

Количество ВВ необходимое для разработки траншеи Qобщ: Qобщ = 11,25 ?178 = 2 002,5 кг.

8.Подбор марки трубоукладчиков, расчёт опасной зоны крана, расчёт норм расхода топлива экскаватора

Условие задачи 8.1

Выполнить подбор марки трубоукладчиков при изоляционно-укладочных работах

Таблица 13. Исходные данные

Пояснения к задаче

Одной из основных специализированных машин, используемых при капитальном ремонте и сооружении магистральных трубопроводов, является трубоукладчик. Трубоукладчик - самоходная грузоподъёмная машина, способная перемещаться с грузом на крюке и служащая для подъёма и укладки трубопровода в траншеи, а также выполнения различных грузоподъёмных и монтажных работ. Основное их назначение - сопровождение очистных и изоляционных машин, подъём и укладка трубопровода в траншею. Рабочими движениями являются подъём и спуск груза, перемещение трубоукладчика вместе с грузом и изменение вылета стрелы с грузом.

Основными техническими характеристиками трубоукладчика являются: ? грузоподъёмность трубоукладчика;

? максимальный допустимый грузовой момент (момент устойчивости), гарантируемый устойчивостью трубоукладчика.

Первоначальная расчётная схема ? симметричная (рис. 4). В расчёте принято, что высота подъёма трубопровода h1 равна высоте подъёма изоляционной машины. По таблице 5 принимаем схему колонны - так для диаметра трубопровода 1 220 мм необходимо четыре трубоукладчика.

Таблица 14.



По расчётной схеме (рис. 5) определяем крайние усилия на крюках тру-боукладчиков от собственного веса трубопровода К1,



где К1 ? безразмерный параметр, при использовании четырёх трубоукладчиков К1 = 2,09,

К усилиям на крюках трубоукладчиков, поддерживающих очистную или изоляционную машину, следует прибавить их вес. Так, суммарное усилие на крюке крана-трубоукладчика, поддерживающего изоляционную машину K1 ,

По техническим данным из источника подбираем марку трубоукладчиков. [6]



Условие задачи 8.2

Рассчитать радиусы рабочей и опасной зоны при перемещении насособлока.

Таблица 15. Исходные данные

Пояснения к задаче

Радиус рабочей зоны при перемещении (рис. 6) можно определить по формуле:



Пример

Требуется рассчитать радиусы рабочей и опасной зоны при перемещении насособлока.

Условие задачи 8.3

Рассчитать норму расхода топлива

Таблица 16. Исходные данные

Пояснения к задаче

Понятие норма расхода топлива является приведённой величиной и рассчитывается исходя из конкретных условий эксплуатации и утверждается приказом по предприятию. Можно применять различные коэффициенты (температурные, плотности грунта и т. д.) но для каждой машины норма может быть различной, ведь влияет множество факторов вплоть до квалификации машинистов. Поэтому для точности расхода топлива - заливаем бак, ставим нормировщика, и рассчитываем.

где С - коэффициент использования мощности дизеля;

ст - плотность используемого дизельного топлива (г/см3).

Если нет данных по плотности Вашего ДТ, то по ГОСТ Р 52368-2005 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия» для всех классов, сортов и видов ДТ регламентируется его плотность, определённая при температуре 15єС и равная 820-845 кг/м3. При этом низшие значения относятся к зимним сортам, а высшие - к летним сортам. Для выполнения практических подсчётов можно воспользоваться значением усреднённого показателя плотности дизельного топлива ст = 0,8325 г/см3.

Другими величинами, требующими уточнения и входящими в расчётную формулу, являются удельный эффективный расход топлива ge и эффективная мощность дизеля Ne. Значение этих параметров можно отыскать в технических характеристиках конкретной машины. Можно взять ge= 220 г/кВт ??час.

Современные дизели характеризуются именно такой экономичностью. Основная сложность - определение коэффициента использования мощно-

сти дизеля С. Коэффициент использования мощности (С = 1) соответствует предельной нагрузке, что на практике бывает редко. Поэтому ориентировочно коэффициент C в зависимости от типа работы можно определить следующим образом:

С = 0,35 - 0,45 - ненапряжённая работа машины, как правило, это работа с лёгкими грунтами, погрузочные работы;

С = 0,45 - 0,60 - работы, связанные с копанием грунта и погрузкой грун-тов средней категории;

С = 0,60 - 0,90 - работы, связанные с разработкой тяжёлых грунтов.

Способ 2

Произвести расчёт нормы расхода топлива экскаваторов можно по другой формуле:

Ниже приведены данные коэффициентов и других значений для этой формулы:

Кп - плотность топлива (дизельное - 0,825, бензин - 0,74 средние зна-чения), кг/л,

Ктв - коэффициент, учитывающий увеличение расхода топлива в зави-симости от температуры окружающего воздуха и высоты над уровнем моря (1,00-1,02 в среднем),

Кн - коэффициент недогрузки по времени и мощности,

Кзр - коэффициент, учитывающий расход топлива на запуск и регули-ровку работы двигателя и ЕО (1,015 для двигателей мощностью до 100 кВт, 1,03 - при мощности свыше 100 кВт),

G - номинальный (паспортный) удельный расход топлива (в техниче-ских характеристиках на двигатели),

N - мощность двигателя (кВт), г/л.с. ч (г/кВт ч).



Библиографический список

1.ВРД 39-1.10-032-2001. Инструкция по классификации стресскоррозионных дефектов по степени их опасности.

2.Р 51-31323949-42-99 Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов.

3.СТО Газпром 2-2.1-131-2007 (Инструкция по применению стальных труб на объектах газовой промышленности (взамен Р 51-31323949-58-2000)).

4.РД 153-39.4-067-04. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://snipov.net/c_4684_snip_109340.html

5.Мустафин, Ф. М. Современные машины для строительства и ремонта газонефтепроводов : учеб. пособие / Ф. А. Мустафин, В. И. Минаев, Л. И. Быков [и др.]; под ред. Ф. М. Мустафина. - Уфа : Нефтегазовое дело, 2013. - 822 с., ил.

6.Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации. - М. : ВНИИГАЗ, 1996. - 34 с.

7.Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. - М. : ВНИИГАЗ, 1996. - 19 с.

8.Инструкция по контролю толщин стенок отводов надземных газо-проводов, технологических обвязок КС, ДКС, ГРС и гребёнок подводных пере-ходов магистральных газопроводов. - М. : ВНИИГАЗ, 1998. - 32 с.

9.Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. М. : ВНИИГАЗ, 1992. - 31 с.

10.Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М. : ВНИИГАЗ 1991. 12 с.



Приложения

магистральный газопровод безопасность

Приложение 1

Таблица 16



Приложение 2

Таблица 17

Таблица 18



Таблица 19



Приложение 3

Таблица 20. Рекомендуемое количество слоёв в продольных швах

Размещено на Allbest.ru