Читайте также:
|
|
4.2.1 Схема нагружения подземного трубопровода
Уложенный в грунт трубопровод испытывает кольцевые, продольные и радиальные напряжения (рис. 4.3).
Кольцевые напряжения σк возникают под действием разности внутреннего и внешнего давления (P – Po). Величина σк 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 d – 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;
4) 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 σ 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 R 1, которое назначается по пределу прочности металла, т.е. σK = σ max£ R 1.
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]);
k 1 – коэффициент надежности по материалу;
kн – коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра (для нефте- и нефтепродуктопроводов при Dн £ 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), σк – расчетным сопротивлением металла трубы и сварных соединений R 1, а внутренний диаметр выразим через наружный (Dн– 2 ×d), 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
Дата добавления: 2015-08-05; просмотров: 235 | Нарушение авторских прав
<== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
Основные конструктивные параметры ЛЧ МН | | | Деформируемость трубопровода |