Ремонт магистральных трубопроводов pdf

КОМПОЗИТНО-МУФТОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ (КМТ):

1 КОМПОЗИТНО-МУФТОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ (КМТ): материалы «ПЭКМ-ИЗОЛ», «ПЭКМ-ГЕРМЕТ»; сварные муфты П (495) (903)

2 Транспортировка при высоких давлениях больших объемов такого экологически агрессивного продукта как нефть и газ, требует особого внимания к вопросам сохранения целостности магистральных трубопроводов, предупреждению отказов, аварий. Поэтому проблемы обеспечения надежности и безопасности нефтепроводной системы всегда были в центре внимания. Возраст большинства магистральных трубопроводов в нашей стране составляет лет и прогнозная вероятность аварий на трубопроводном транспорте может стать критической для экономики страны. Ремонт магистральных трубопроводов производится двумя альтернативными способами: 1) Остановка перекачки по трубопроводу, вырезка аварийного участка трубы и установка катушки, либо полная замена трубопровода на новый. 2) Установка композитной муфты без остановки перекачки по трубопроводу. ЗАО «Стройновкомплект» является производителем и поставщиком композитных материалов («ПЭКМ-ГЕРМЕТ» и «ПЭКМ-ИЗОЛ»), а также композитных муфт (П1), предназначенных для ремонта магистральных нефте- и газопроводов в любых климатических условиях по композитно-муфтовой технологии без остановки перекачки продукта по трубопроводу.

3 Материалы, производства ЗАО «Стройновкомплект», для композитномуфтовой технологии ремонта магистральных трубопроводов успешно используют следующие компании: — ОАО «АК «Транснефть»; — КТК (Каспийский Трубопроводный Консорциум); — ПАО «Газпром». Преимущества композитно-муфтового ремонта: Проведение работ по установке композитной муфты проводится в трассовых условиях без остановки трубопровода. Установка композитной муфты дешевле в 4-5 раз, чем установка катушки; и в десятки раз дешевле, чем прокладка нового трубопровода. Гарантированный срок службы отремонтированного по композитномуфтовой технологии участка трубопровода составляет не менее 30 лет. Простота монтажа: бригада из 4-х человек устанавливает композитную муфту в среднем за 3,5 часа с использованием минимального количества инструмента и техники. Композитная муфта может быть составной и достигать длины 10,5 м для трубопроводов диаметром мм и 17,5 м для трубопроводов диаметром мм. Качество материалов производства ЗАО «Стройновкомплект» подтверждено испытаниями, проведенными дочерней компанией ОАО «АК «Транснефть» — ОАО ЦТД «Диаскан» на: Жизнеспособность, Усадку, Прочность и Долговечность.

4 Многие нефтегазовые компании в настоящее время применяют метод ремонта трубопроводов, заключающийся в вырезке из трубопровода секции или участка секции (катушка) и заменой бездефектной катушкой. Для применения метода замены катушек, Заказчику необходимо провести следующие мероприятия: 1) Для ремонта нефтепроводов: — Проведение земляных работ (обустройство ремонтного котлована, устройство амбара для размещения откачиваемой нефти из нефтепровода и т.д.) — Врезка вантузов в нефтепровод для его освобождения от нефти и ее закачке обратно после ремонтных работ; — Остановка перекачки нефти по нефтепроводу и отключение участка; — Откачка нефти из отключенного участка нефтепровода: в параллельный нефтепровод, в резервуары НПС, в передвижные емкости, в сборно-разборные резервуары и резинотканевые резервуары, в земляные амбары. — Вырезка деталей или заменяемого участка безогневым методом или с использованием энергии взрыва; — Герметизация внутренней полости трубопровода; — Сварочно-монтажные работы по врезке новой катушки и контроль качества сварных соединений; — Открытие задвижек, выпуск воздуха и заполнение нефтепровода нефтью; — Изоляция врезанной катушки и засыпка ремонтного котлована. — Рекультивация земель на месте проведения ремонтных работ и земляного амбара. 2) Для ремонта газопроводов: проводятся аналогичные по сложности работы, и также необходима остановка газопровода, либо установка временного байпаса. Применение композитно-муфтовой технологии ремонта трубопровода материалами ЗАО «Стройновкомплект» позволяет Заказчику не останавливать перекачку продукта по трубопроводу и избежать дорогостоящих работ по замене участка трубопровода.

5 Область применения композитно-муфтовой технологии ремонта магистральных трубопроводов. Технология композитно-муфтового ремонта предназначена для ремонта магистральных трубопроводов со следующими характеристиками: — наружный диаметр труб от 219 мм до 1420 мм; — толщина стенок труб от 4 мм до 29 мм; — внутреннее давление до 14 МПа; — режим работы циклический, с количеством циклов нагружения внутренним давлением до 360 циклов/год; — температура перекачиваемого продукта на участке, отремонтированном композитно-муфтовой ремонтной конструкций, от минус 2 С до плюс 60 С; — сваренные электросваркой из прямошовных, спиральношовных и бесшовных труб; — ремонтные работы проводятся при температуре окружающего воздуха от минус 30оС до плюс 40оС, при этом операция заполнения муфты композитным составом выполняется при температуре от плюс 4 С до плюс 40 С. Для обеспечения требуемого диапазона температур над местом ремонта устанавливается обогреваемое защитное укрытие палаточного типа.

6 Композитно-муфтовая ремонтная конструкция состоит из стальной муфты, сваренной из двух полумуфт, которая устанавливается на трубе по центру дефекта с кольцевым зазором от 6 мм до 40 мм. Допуск для кольцевого зазора позволяет ремонтировать трубопроводы с дефектами геометрии и изгибом продольной оси. Концы кольцевого зазора заполняются герметиком. Объем между трубой и муфтой заполняется композитным составом.

7 Решение о применение композитно-муфтовой технологии ремонта магистральных трубопроводов, принимается Заказчиком по результатам внутритрубной или внешней диагностики трубопроводов. Согласно РД «Методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» ОАО «АК «Транснефть», применение композитных муфт предусматривается при следующих дефектах трубопровода: 1) Потеря металла до 70 % от толщины стенки трубы; 2) Вмятина в сочетании с: потерей металла, механическим повреждением, трещиной, расслоением, дефектом сварного шва и т.д.; 3) Гофр в сочетании с: потерей металла, механическим повреждением, трещиной, расслоением, дефектом сварного шва и т.д.; 4) Уменьшение толщины стенки (технологическое) трубы на внешней или внутренней поверхности трубы; 5) Механическое повреждение типа «риска» на внешней или внутренней поверхности трубы; 6) Трещина на внешней или внутренней поверхности трубы; 7) Расслоение; 8) Включение (участок с включениями); 9) Трещина или аномалия в поперечном сварном шве; 10) Пора (скопление, цепочка пор), шлаковое включение, утяжина(вогнутость), подрез, смещение кромок в поперечном сварном шве; 11) Трещины, несплошность плоскостного типа, непровар, подрез в продольном сварном шве; а также другие дефекты.

8 Стендовые испытания композитных материалов ЗАО «Стройновкомплект» Качество композитных материалов ЗАО «Стройновкомплект» («ПЭКМ-ГЕРМЕТ», «ПЭКМ-ИЗОЛ», муфта П1) подтверждены стендовыми испытаниями на прочность и долговечность, проведенными ОАО ЦТД «Диаскан» (дочернее общество ОАО «АК «Транснефть»). На данные испытания были представлены две трубы Ду720х9 из стали класса прочности К52 со следующими искусственно нанесенными дефектами: 1) «Продольная потеря металла с трещиной»: на внешнюю поверхность наносится искусственный дефект — продольная канавка вдоль оси трубы (имитация коррозионного дефекта) длиной 405 мм., шириной 14 мм., глубиной до 4,5 мм, (50 % номинальной толщины стенки). По дну канавки наносится пропил длинной 386 мм., глубиной до 6,9 мм. (69% от номинальной толщины стенки). 2) «Непровар в корне сварного шва»: в средней части трубы выполняется кольцевой сварной шов с дефектом 1355 мм (протяженностью 60 % от длины окружности трубы) и максимальной глубиной 6,2 мм (69 % от номинальной толщины стенки трубы). После установки композитной муфты, указанные образцы прошли квазистатические испытания (с максимальной величиной давления 8,05 МПа) и циклические испытания, воспроизводящие максимальные условия эксплуатации трубопровода: 1) Максимальная величина давления 7,0 МПа 2) Минимальная величина давления 0,7 МПа 3) Максимальная величина изгибающего момента 757 кнхм 4) Минимальная величина изгибающего момента 631 кнхм 5) Количество циклов нагружения Проведенные испытания показали, что композитная муфта ЗАО «Стройновкомплект» разгружает трубу в зоне дефекта и тем самым повышает ее прочность и долговечность на срок не менее 30 лет, что является службы новой трубы. аналогичным сроку

9 Проведение стендовых испытаний ОАО ЦТД «Диаскан».

10 Материалы, применяемые для ремонта по композитно-муфтовой технологии 1) ПЭКМ-ГЕРМЕТ — ТУ Трехкомпонентный герметизирующий состав марки «ПЭКМ-ГЕРМЕТ» предназначен для использования в качестве отверждающегося герметизирующего материала. Материал имеет следующие технические характеристики: 1) Внешний вид композиции: компонент А маслянистая прозрачная жидкость; компонент Б прозрачная низковязкая жидкость; компонент В порошкообразный наполнитель. 2) Жизнеспособность при температуре испытаний 23±2С минут. 3) Время отверждения при температуре испытаний 23±2С минут 4) Максимальное напряжение при сжатии не менее 50,0 МПа. 5) Прочность при сдвиге не менее 3,0 МПа. 6) Модуль упругости при сжатии не менее 0,5ГПа.

11 Материалы, применяемые для ремонта по композитно-муфтовой технологии 2) «ПЭКМ-ИЗОЛ» -ТУ Трехкомпонентный заливочный композиционнный материал имеет следующие технические характеристики: 1) Внешний вид композиции: компонент А маслянистая прозрачная жидкость; компонент Б прозрачная низковязкая жидкость; компонент В порошкообразный наполнитель 2) Жизнеспособность при температуре испытаний 23±2С не менее 60 минут. 3) Показатель текучести при температуре испытаний 23±2С не менее 100 мм. 4) Прочность при отрыве не менее 6 МПа. 5) Максимальное напряжение при сжатии не менее 70,0 МПа 6)Прочность при сдвиге не менее 3,0 МПа 7)Модуль упругости при сжатии не менее 1 ГПа.

12 Материалы, применяемые для ремонта по композитно-муфтовой технологии 3) Композитные муфты П-1 предназначены для выборочного ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов. Для ремонта трубопроводов диаметром мм применяются муфты длиной: 1000 мм, 1500 мм, 2000 мм, 2500 мм, 3000 м, 3500 мм; трубопроводов диаметром мм применяются муфты длиной: 500 мм, 750 мм, 1000 мм, 1250 мм, 1500 мм, 1750 мм, 2000 мм, 2250 мм, 2500 мм, 2750 мм, 3000 мм, 3250 мм, 3500 мм. Опытная бригада ремонтников в составе 4 5 человек осуществляет установку конструкции в течении 17 часов. В случае, если длина требуемой для ремонта муфты превышает 3500 мм, то применяют сварную составную муфту, состоящую из нескольких муфт, расположенных встык друг с другом и соединенных между собой кольцевым сварным швом. Длина составной муфты может достигать 10,5 м для трубопроводов диаметром мм и 17,5 м для трубопроводов диаметром мм.

13 Технологические операции, выполняемые при установке Композитных муфт. 1) Дробеструйная обработка поверхности трубопровода в зоне установки муфты и внутренних поверхностей ремонтных полумуфт. 2) Сборка и сварка ремонтной конструкции (муфта П1) на трубопроводе.

14 3) Регулировка кольцевого зазора между трубой и муфтой проводится установочными болтами с учетом геометрии трубы. 4) Приготовление герметика и герметизация краев кольцевого зазора муфты

15 5) Приготовление композитного состава. В зависимости от его количества, используют миксер с механическим приводом или ручное перемешивающее устройство. 6) Заполнение композитным составом кольцевого зазора муфты с помощью нагнетательного насоса с приемочным бункером. 7) После отвержения композитного материала с помощью шлифовальной машинки срезаются заподлицо входные и выходные патрубки, контрольные и установочные болты.

16 Наши Заказчики 1) Дочерние общества ОАО «АК «Транснефть»: — ООО «Транснефть Балтика» — АО «Транснефть Верхняя Волга» — ООО «Транснефть Восток» — АО «Транснефть Дружба» — АО «Транснефть Приволга» — АО «Транснефть Сибирь» — АО «Транснефть Север» — АО «Транснефть Западная Сибирь» — АО «Транснефть — Урал» — АО «Транснефть Центральная Сибирь» — АО «Черномортранснефть» — АО «Юго-Запад транснефтепродукт» 2) Дочерние общества ПАО «Газпром»: — ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» 3) ОАО «Гомельтранснефть Дружба» 4) КТК (Каспийский Трубопроводный Консорциум) 5) Подрядные организации: — ООО «Газпромизоляция» — ООО «Газпромтрубопроводстрой» — ООО «ИНПП «ВНИИСТ Подолье» — ООО «ТРУБОПРОВОДСТРОЙ»

Источник

РЕШЕНИЕ ТИПОВЫХ ЗАДАЧ ПРИ СООРУЖЕНИИ И РЕМОНТЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

1 МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) РЕШЕНИЕ ТИПОВЫХ ЗАДАЧ ПРИ СООРУЖЕНИИ И РЕМОНТЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ Методические указания Ухта, УГТУ, 2014

2 УДК (076) ББК я7 П 55 П 55 Попова, А. И. Решение типовых задач при сооружении и ремонте магистральных трубопроводов [Текст] : метод. указания / А. И. Попова, Н. С. Вишневская. Ухта : УГТУ, с. Методические указания по дисциплине «Сооружение и ремонт магистральных трубопроводов» по направлению подготовки «Нефтегазовое дело». Профиль сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» (прикладной бакалавриат) очной и безотрывной форм обучения. Содержание методических указаний соответствует учебному плану и рабочей учебной программе дисциплины. Работа выполнена в рамках реализации проекта по подготовке высококвалифицированных кадров для предприятий и организаций регионов (Программа «Кадры для регионов»). УДК (076) ББК я7 Содержание издания согласовано с Техническим отделом АО «Транснефть- Север» (начальник отдела В. Т. Фёдоров). Методические указания рассмотрены, одобрены и рекомендованы для издания выпускающей кафедрой ПЭМГ (протокол 25 от 03 декабря 2014 г.). Рецензенты: В. И. Кучерявый, профессор, д.т.н.; В. Т. Фёдоров, начальник Технического отдела АО «Транснефть-Север», к.т.н. Научно-методический редактор: В. Е. Кулешов, проректор по научной работе и инновационной деятельности УГТУ, доцент, к.т.н. Корректор: А. Ю. Васина. Технический редактор: К. В. Зелепукина. В методических указаниях учтены замечания рецензентов и редактора. План 2014 г., позиция 433. Подписано в печать г. Компьютерный набор. Объём 76 с. Тираж 100 экз. Заказ 291. Ухтинский государственный технический университет, , Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13. Типография УГТУ , Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13.

3 СОДЕРЖАНИЕ Введение. 4 Оформление контрольной работы. 6 Глоссарий. 6 Практическое занятие 1 Расчётное давление разрушения трубы, срок эксплуатации газопровода. 8 Практическое занятие 2 Оценка остаточной прочности трубы с несколькими дефектами, срок безопасной эксплуатации газопровода с группой дефектов Практическое занятие 3 Определеие скорости роста корозионных дефектов стенки труб магистрального нефтепровода Практическое занятие 4 Оценка напряженного состояния участка трубопровода Практическое занятие 5 Оценка работоспособности отводов Практическое занятие 6 Определение расстояния между опорами, температурные удлинения участка надземного газопровода Практическое занятие 7 Определение параметров режима сварки и технологического режима работы участка газопровода на период проведения сварочных работ Расчёт параметров буровзрывных работ Практическое занятие 8 Выполнить подбор марки трубоукладчиков при изоляционно-укладочных работах Расчёт опасной зоны крана Расчёт норм расхода топлива экскаватора Приложение Приложение Приложение Приложение Приложение Библиографический список

4 ВВЕДЕНИЕ 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 коррозионноактивные 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; 4

5 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. 5

6 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. 6

7 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. 7

8 ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ 1 РАСЧЁТНОЕ ДАВЛЕНИЕ РАЗРУШЕНИЯ ТРУБЫ, СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА 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 Исходные данные Номер варианта Dн, мм δ, мм 8, , τσ, годы tmax, мм 2 2, , ,7 7 Lизм, мм tп, мм 0,2 0,4 0,2 0,1 0,5 0,3 0,3 0,5 0,1 0,5 τэкс, лет Рраб, МПа (кгс/см 2 ) Марка стали 5,5 6,0 7,0 9,5 5,8 6,0 7,3 9,8 6,4 10,5 17Г1 С 14Г2 САФ 09ГС Ф 12Г2 СБ 8 Ст3к п 10Г2 С1 06ГФ БАА Х80* 16Г2 САФ Категория III IV III II IV III II I III В * указан класс прочности К 60* Указания к решению задачи 1 Методика расчёта принята согласно рекомендациям ВРД , 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: σδ δnt max Pn, 1 R δ KntmaxM n (1.1) где Рп расчётное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см 2 ); σ напряжение течения, принимаемое по таблице 1,

9 Таблица 1 Напряжение течения σ, МПа Время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока τσ, годы менее 15 от 15 до 20 более 20 Напряжение течения σ, МПа (кгс/см 2 ) 0,95((σ0,2 + σвр)/2) (0,95-0,04 (τσ 15)) (σ0,2 + σвр)/2) (0,75-0,003 (τσ 20)) (σ0,2 + σвр)/2) σ0,2 нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см 2 ); σвр нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см 2 ); τσ время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, годы; τσ = τэкс + τр; τэкс время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы; τр 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; δ толщина стенки трубы, мм; R внутренний радиус трубы, мм; R = Dн/2 δ; 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 M n L /2 2 n 11,32, R δ (1.2) где Lп оценка полной длины продольной проекции стресскоррозионного 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 конфигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 2. 9

10 Таблица 2 Значение коэффициента Kдоп Отношение порога чувствительности прибора к максимальной глубине дефекта (tп/tmax) Значение коэффициента Kдоп от 0 до 0,4 0,15 Dн от 0,4 до 0,5 0,15 Dн + Dн (tп / tmax 0,4) свыше 0,5 0,25 Dн Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом τэ, лет, определяют по формулам: при tmах / τэкс > Vt min : t раб τэ τ экс Кп, tmax (1.4) при tmах / τэкс Vt min : t раб Кп tmax τ э, Vt min (1.5) где τэкс время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы; Vt min скорость изменения глубины дефектов, принимаемая в расчёте как минимальная скорость по таблице 3. Таблица 3 Скорость изменения глубины дефектов, Vt min, мм/год Диаметр трубы, мм и менее Срок эксплуатации газопровода τэкс, годы 10 Значение Vt min, мм/год менее 10 0, ,6 0,02 (τэкс 10) более 25 0,3 менее 10 0, ,5 0,02 (τэкс 10) более 25 0,2 tpaб допустимая при рабочем давлении глубина прямоугольной аппроксимации дефекта σδ 1 КпорРрабR t раб δ, σδ 1 М п K Р R (1.6) пор раб Рраб рабочее давление в газопроводе, МПа (кгс/см 2 ); Кпор пороговый коэффициент, зависящий от категории участка газопровода и принимаемый равным для участков: категории В 1,5; категории I и II 1,25; категории III и IV 1,1.

11 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: t раб Kпtmax н, (1.7) V где Vt mах максимальная скорость изменения глубины дефектов (мм/год), Vt mах = Dн/ (1.8) Пример 1 Исходные данные: наружный диаметр трубы, Dн = мм; толщина стенки трубы, δ = 29 мм; время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока, τσ = 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, τэкс = 21год; рабочее давление в газопроводе, Рраб = 10,5 МПа; Марка стали К60; Категория B. 1. По таблице 1 определяем напряжение течения σ: σ = (0,75 0,003 (24 20)) ( )/2 = 4,21 МПа; По таблице 2 определяем значение коэффициента Kдоп: Kдоп = 0, = 355; Подставляем найденное значение в формулу (1.3) находим оценку полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта: Lп = ,5355 = 189,5 мм; По формуле (1.2) находим значение коэффициента Фолиаса: 11 t max 189,5 / 2 2 M n 11,32 1,3; Подставляя найденные значения в формулу (1.1), найдём расчётное давление разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта: Pn 4, ,7 7 0,17 МПа; ,7 7 1,3

12 По таблице 3 определяем скорость изменения глубины дефектов: Vt min = 0,6 0,02 (21 10) = 0,38 мм/год; Т. к. tmах / τэкс Vt min, то предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом находим по формуле (1.5): 1,3 0,7 7 τэ 9,5 лет; 0,38 Срок измерения параметров дефекта для его классификации определяем по формуле (1.7): 1,3 0,7 7 τн 2,5 года. 1, 42 12

13 ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ 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. Исходные данные Исходные данные Номер варианта N Lдеф.изм Lдеф.изм Lдеф.изм tmax 1 2 2, , ,7 7 tmax 2 2,5 3,0 2,7 4,8 1,6 1,8 3,6 5,5 4,0 5,9 tmax 3 2,5 5,5 1,1 5,0 6,4 Lпep.изм Lпep.изм Недостающие данные принять по условию задачи 1 согласно своему варианту. Указания к решению задачи 2 Методика расчёта принята согласно рекомендациям ВРД [1]. Выражение для оценки остаточной прочности трубы с несколькими дефектами имеет вид: N M N δ. maxn σδ Lдеф n Lпер m KпLдеф nt n1 m1 n1 Pc, (2.1) N R N M Kп Lдеф. ntmaxn n1 δ Lдеф. n L пер. m n1 m1 М с где Рс расчётное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, МПа (кгс/см 2 ); Lдеф.n длина n-го дефекта, определённая по формуле (3), мм; 13

14 t 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 определена 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: N M Lдеф. n Lпер. m n1 m1 М с 11,32, (2.2) 4Rδ Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с группой дефектов определяют по формуле: Ас. раб Ас τ э, (2.3) VAc где Ас.раб допустимая при рабочем давлении площадь проекции дефектной области, δσ 1 N M КпорРрабR Aс. раб δ Lдеф. n Lпер. m, (2.4) δσ n1 m1 1 М п К Р R где Ас площадь потери металла на проекции дефектной области N пор с п деф. n maxn n1 раб А К L t, (2.5) VAc скорость изменения площади потери металла на проекции дефектной области 2 при tс.mах /τэкс > Vt min V Ac t c.max деф. n n1, τ N экс L (2.6) при tс.mах /τэкс Vt min V V L, (2.7) Ac t.min деф. n n1 tc.max максимальная глубина рассматриваемых дефектов. Срок измерения параметров дефектов для их последующей классификации определяют по формуле: 14 N

15 τ н А V сраб. N А L с t.max деф. n n1 (2.8) 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 ( ). В противном случае выполняют оценку опасности отдельного дефекта по формулам ( ). 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). 15

16 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. Исходные данные Исходные данные Номер варианта d2,i d1,i ΔТ dпор 13 15, , ,5 16, ,5 Lэжд Указания к решению задачи 3 Методика решения задачи принята согласно Приложения А РД 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 V (3.1) корр. i, ΔT где d2,i глубина дефекта при последней инспекции ВИП; d1,i глубина дефекта при предпоследней инспекции ВИП; ΔТ период времени между инспекциями. 2. Для участков МН, на которых проводилась только первичная инспекция WM или MFL, в расчётах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, выявленными дефектоскопами WM и MFL, используется средняя скорость роста коррозионных дефектовv 16 ср корр, которая определяется по формуле (3.2) на основе данных по растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопами WM на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть»: Vкорр. i ср i1 Vкорр N, где N количество растущих дефектов коррозии; N (3.2)

17 V скорость роста глубины i -го растущего дефекта коррозии, определяемая по формуле (3.1). Для участков трубопроводов, находящихся на расстоянии более 3-х км от ср электрифицированных железных дорог, V корр, 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 ср от электрифицированных железных дорог, V корр, 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 корро- ср зионных дефектов V корр, которая определяется по формуле (3.2) на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопом WM на данном конкретном участке МН. 4. Для участков МН, находящихся на расстоянии более 3 км от электрифицированных 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 электрифицированных 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: dпор dф τэ, (3.3) 1,3 V 17 корр

18 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: dпор dф τэ. 1,5 V (3.4) корр Пример 1 Исходные данные: Глубина дефекта при последней инспекции ВИП, d2,i = 13 мм; Глубина дефекта при предпоследней инспекции ВИП, d1,i = 11 мм; Период времени между инспекциями 25 лет; Глубина дефекта требующая первоочередного ремонта, dпор = 14 мм; Расстоянии более от электрифицированных железных дорог более 3 км. 1. Скорость роста i-го коррозионного дефекта: d2i d1i Vкорр. i 0,08 мм/год T Остаточный ресурс труб с учётом коэффициента запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР: dпор dф τэ 9,6 лет 1,3 V 1,3 0, 08 корр. i 18

19 ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ 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 Исходные данные Номер варианта Dн, мм δ, мм 8,5 10, , Dmax, мм Dmin, мм ΔТ, о С α, ,19 1,20 1,15 1,23 1,16 1,18 1,21 1,3 1,24 1,26 р, ПМа 5,0 5,4 7,0 9,5 5,2 5,8 7,3 9,8 6,0 10,5 Марка 17Г1 14Г2 09ГС 12Г2 Ст3к 10Г2 06ГФ 16Г2 Х80* стали С САФ Ф СБ п С1 БАА САФ К 60* Категория III IV III II IV III II I III В * указан класс прочности Указания к решению задачи 4 Оценку напряжённого состояния участка трубопровода с нарушением формы поперечного сечения следует проводить согласно документу Р [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. 19

20 Полные кольцевые напряжения в трубе с произвольными отклонениями формы поперечного сечения от круговой определяются формулой: m 2 pd н ξ k 1 σ кц = 1 12 (Δ 2 2 1kcosk0+Δ2ksinko) 2δ δ k=2 k 13p (4.1) где p рабочее давление; Dн наружный диаметр грубы; δ толщина стенки трубы; р безразмерный параметр давления; 2 (1 μ ) D ( н ) 3 p p (4.2) 2E δ 5 где Е модуль Юнга стали; Е = 2,06 10 МПа; μ коэффициент Пуассона; для сталей в зависимости от марки 0,27 0,32, примем для расчёта μ = 0,3; ξ δ δ координата, отсчитывающая толщину стенки( ξ ) ; окружная координата (0 0 2π); Δ1k, Δ2k коэффициенты ряда Фурье разложения функции отклонений формы сечения от круговой. Продольные осевые напряжения σпр при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения фунта определяются по формуле: σ пр = μσ кц EαΔT, (4.3) где α коэффициент линейного расширения металла трубы; примем для расчёта α = 1, ; ΔT температурный перепад. Для труб с поперечным сечением, близким к овальному выражение (4.1) примет вид: pd ξ Δ н σ кц = 1-12 cos20 2 2δ δ, 1+ p (4.4) где Δ здесь амплитудное значение изменения половины номинального диаметра трубы, равное одной четвёртой разности максимального и минимального диаметров трубы, измеренных в одном сечении при отсутствии давления в трубе. Dmax Dmin Δ. 4 (4.5) Если измерения геометрии трубы проводились при определённом давлении рн например, внутритрубным дефектоскопом, то начальное отклонение Δ определяется по формуле: 20

21 Δ = Δ ( p +1), (4.6) где р безразмерный параметр давления, определённый по формуле н (4.2) для давления, при котором проводились внутритрубные исследования; Δр 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 (ξ = ;0=, ) и(ξ = ;0=0,π): δ π 3π δ pd 6Δ н max σ кц = 1+ 2δ. (4.7) δ(1+ p) Для предотвращения недопустимых пластических деформаций в этих опасных точках необходимо проводить проверку: p σ σ σ + σ н 2 н кц кц пр пр R2, (4.8) н где R 2 нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы (предел текучести); σкц максимальные кольцевые напряжения, вычисляемые по формуле (4.7); σпр продольные осевые напряжения при отсутствии продольных и поперечных перемещений, вычисляемые по формуле (4.3). Если величина температурного перепада, действующего на участок трубопровода, не превышает проектную величину, то критерий (4.8) может быть упрощён: σкц [σкц], (4.9) где σкц допускаемые кольцевые напряжения m 2 σкц R н, 0,9kн (4.10) где m коэффициент, определяемый по таблице 4 [4]; kн коэффициент, определяемый по таблице 5 [4]. Таблица 4 Коэффициент условий работы газопровода m Категория газопровода и его участка В I II III IV Коэффициент условий работы газопровода m 0,6 0,75 0,75 0,9 0,9 21

22 Таблица 5 Коэффициент надёжности по назначению газопровода kн Условный диаметр газопровода, мм 500 и менее Значение коэффициента надёжности по назначению газопровода kн р 5,4 МПа 5,4 23 2, (4.15) p b b c где b первая составляющая допустимого рабочего давления, 1 2δ 6Δ b σ кц — χ(1 ) 2, Dн δ с вторая составляющая допустимого рабочего давления, 2δ c σ кц χ D где χ расчётный коэффициент, 2E δ χ ( ) 2 (1 μ ) Dн н 3. Первый способ решения задачи Оценку работоспособности дефектного участка газопровода по параметру овальности следует проводить согласно документу Р [2]. Изложенная ниже упрощённая методика позволяет оценивать работоспособность участков газопроводов, имеющих дефекты формы поперечного сечения типа овализации, по величине параметра овальности. Оценка работоспособности проводится в ниже описанной последовательности. 1. Провести измерения наибольшего Dmax и наименьшего Dmin диаметров в одном сечении трубы (рис. 1а). При механических инструментальных измерениях, если доступ к трубе ограничен, допускается измерение полудиаметра (рис. 1б) с последующим умножением полученной величины на два. a) D max б) D max Dmin/2 Dmin Рисунок 1. Схема измерения минимального и максимального диаметров сечения трубы: а с полным доступом к трубе; б с ограниченным доступом к трубе 2. Толщиномером провести измерения фактической толщины стенки δ в сечении, где замерялись диаметры Dmax и Dmin. 23

24 Примечание. 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 По результатам измерений диаметров вычислить фактический параметр овальности трубы β: Dmax Dmin β ( p 1) 100%, D где н р н параметр давления, который может быть определён по формуле: 6 Dн 3 pн 2,2110 ( ) pн. δ Давление рн при котором проводились измерения, должно быть выражено в МПa. Если измерения проводились при отсутствии давления, то р н = Вычислить параметр давления по формуле (4.2): 6 Dн 3 pн 2,2110 ( ) p, δ где р величина рабочего давления, выраженная в МПа. 5. Вычислить допускаемые напряжения m 2 σкц R н, 0,9kн где m коэффициент, определяемый по таблице 2.1; kн коэффициент, определяемый по таблице 2.2. н R значение предела текучести принимается по техническим условиям на трубы Вычислить допускаемый параметр овальности трубы по формуле: 2δ(1 p) 2δ β σкц 1 100% 3D. н pdн Примечание. Для определения допускаемого параметра овальности для труб с фактической толщиной стенки, равной номинальной, можно воспользоваться таблицами, приведёнными в Приложении 1 Р или техническими условиями на трубы. Для этого необходимо найти таблицу для труб данного номинального диаметра, а в строке, содержащей соответствующую толщину стенки и предел текучести допускаемый параметр овальности. 7. Проверить выполнение условия β [β]. При удовлетворении условия допускается дальнейшая эксплуатация такого участка с последующим ежегодным контролем геометрии сечения и толщины стенки трубы. Если фактический параметр овальности β больше допускаемого [β], рекомендуется либо вырезать 24

25 дефектный участок трубы и врезать катушку, либо снизить рабочее давление до величины: где b p ab b c 2 ( ), 100δ a ; D σ 3β 100 2a кц 2 0,22 a (1 ) ; σ 2 кц c a 0, Примечание. При подстановке в формулу величина допускаемых напряжений [σкн] должна быть выражена в МПа. Величина допускаемого рабочего давления может быть определена по графикам Приложения 3 Р или техническими условиями на трубы, представляющим зависимости давления от фактического параметра овальности для различных типоразмеров труб. Пример 1 Исходные данные: Наружный диаметр, Dн = мм; Номинальная толщина стенки, δн = 15,7мм; н Нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла (предел те- н кучести), R 2 = 441,0 МПа (сталь Х70); Рабочее давление, р = 7,4 МПа; Участок III категории. 1. Измерения наибольшего и наименьшего диаметра в одном сечении трубы при отсутствии давления дали следующие результаты: Dmax = мм Dmin = мм. 2. Фактическая толщина стенки оказалась равной номинальной: δ = 15,7 мм. 3. Вычисляем фактический параметр овальности β: Dmax Dmin β 100% 100% 2,32%. D 1420 n 4. Вычисляем параметр давления: 6 Dн pн 2,2110 p( ) = 2,2110 7,4 ( ) = 12,1. δ 15,7 25

26 5. По таблице 2.1 определяем коэффициент условий работы m для трубопровода III категории: m = 0,9. По таблице 2.2 определяем коэффициент надёжности kн. Для трубопровода диаметром мм с внутренним давлением 7,4 МПа его значение принимается равным 1,10. Вычисляем допускаемые кольцевые напряжения: m 2 0,9 σ кц R н = 441,0 = 400,9 МПа 0,9k 0,9 1,10 н 6. Вычисляем допускаемый параметр овальности: 2δ(1 p) 2 β σкц 1 100% = 3D н pdн. 2 15,7(1+1,21) 2 15,7 409, %=1,91% , Определить допускаемый параметр овальности, можно и по таблицам Приложения 1 Р : а) находим таблицу для труб диаметром мм; н б) в строке таблицы для δн = 15,7 мм и R 2 = 441,0 находим [β] = 1,91% 7. Условие β [β] не выполняется. Фактический параметр овальности β = 2,32% больше допускаемого [β] = 1,91%. Вычислим допускаемое давление для данной величины овализации по формуле: p ab b c 2 ( ), 100δ ,7 a = = = 1,106 ; D 1420 н σкц 2 3β b = 0,226 а (1 ) 100 2а 400,9 3 2, ,106 2 = 0, 226 1,106 (1 ) 2,863; 2 400,9 c = 0,9051,106 4, Подставив вычисленные коэффициенты а, b, с, получим 2 p = 1,106 (2,83 + 2,83 + 4,438) = 7,09 МПа. Примечание. Величина допускаемого рабочего давления может быть определена по графикам Приложения 3 Р : 1) Находим график зависимости для Dн = мм и δн = 15,7 мм; 26

27 2) Из точки горизонтальной оси β = 2,32%, соответствующей для нашего случая уровню фактической овализации газопровода, проводим вертикальную линию до пересечения с графиком (δн = 15,7 мм); 3) Из точки пересечения проводим горизонтальную линию до вертикальной 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 Оценка работоспособности участков газопроводов с овализацией по допускаемым напряжениям может проводиться вместо оценки но параметру овальности или служить её дополнением с целью проверки полученных результатов. Для получения оценки необходимо: 1. Выполнить, п.п. 1-5 описания первого способа решения задачи. 2. Вычислить амплитудное значение изменения формы сечения Δ: Dmax Dmin Δ = ( pн 1) Вычислить максимальные кольцевые напряжения: pd 6Δ σ кц = н 1 + 2δ. δ(1+ p) Примечание. Для определения уровня кольцевых напряжений в овальной трубе можно воспользоваться графиками, приведёнными в Приложении 2. Пo вычисленному фактическому параметру овальности определяются кольцевые напряжения для конкретного типоразмера трубы. 4. Провести проверку условия σкц [σкц]. Если фактические кольцевые напряжения больше допускаемых [σкц], рекомендуется или заменить дефектный участок трубы врезкой катушки, или снизить рабочее давление до величины p ab b c 2 ( ), где а, b, с определяются по формулам п. 7 описания первого способа решения задачи. Если фактические напряжения меньше допускаемых, допускается дальнейшая эксплуатация такого участка с последующим периодическим ежегодным контролем. Пример 2 Исходные данные: Наружный диаметр, Dн = мм; Номинальная толщина стенки, δн = 12мм; 27

28 Нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла (предел текучести), R 2 н = 362,6 МПа (сталь 17Г1С); Рабочее давление, р = 5,4 МПа; Участок трубопровода III категории. 1. В результате проведённых измерений при отсутствии давления в трубе получили: Dmax = мм Dmin = мм. 2. Измерения толщины стенки трубы дали результаты: δ = 12 мм. 3. Вычисляем параметр овальности β: Dmax Dmin β = 100% = 2,13%. Dн 4. Вычисляем параметр давления: 6 Dн pн = 2,2110 p( ) = 2,2110 5,4 ( ) = 12,54. δ По табл. 2.1 определяем коэффициент условий работы m для трубопровода III категории т = 0,9. По табл. 2.2 определяем коэффициент надёжности kн. Для трубопровода диаметром мм и с внутренним давлением 5,4 МПа его значение принимается равным 1,05. Согласно техническим условиям на трубы принимаем значение предела текучести R 2 н равным 362,6 МПа. Вычисляем допускаемые кольцевые напряжения: m 2 0,9 362,6 σ кц = R н 345,3 МПа 0,9k 0,9 1,05 6. Вычисляем Δ: Dmax D Δ = 4 7. Вычисляем кольцевые напряжения: н min = 6,5 мм pd 6Δ н 5, ,5 σ кц = 1+ = 1+ = 340,4 МПа 2δ δ(1+ p) (1+12,54). Для определения уровня кольцевых напряжений можно воспользоваться графиками, приведёнными в Приложении 2 Р На рисунке П1.2 приложение 1, изображены зависимости максимальных кольцевых напряжений от параметра овальности β для труб диаметром мм. Для нашего случая из точки β = 2,13 на горизонтальной оси проводим вертикальную линию до пересечения с прямой β = 12 мм. Из точки пересечения проводим горизонтальную линию до 28

29 вертикальной оси. Точка пересечения с осью напряжений показывает уровень кольцевых напряжений в трубе с данными параметрами: σк = 340 МПа. 8. Условие σкц [σкц] выполняется (340,4 30 ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ 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 Исходные данные Тип отвода Номер варианта отвод штампосварной Dн, мм δ, мм Rи δф р, ПМа 5,0 6,4 7,4 9,5 5,2 6,8 7,3 9,8 6,0 10,5 kн 1,00 1,00 1,10 1,15 1,00 1,00 1,10 1,15 1,00 1,15 k1 1,47 1,4 1,4 1,4 1,47 1,4 1,4 1,34 1,47 1,34 n 1,10 1,15 1,20 1,20 1,05 1,10 1,15 1,15 1,10 1,20 m 0,90 0,90 0,75 0,75 0,90 0,90 0,75 0,75 0,90 0,6 Марка стали 17Г1 С * указан класс прочности 14Г2 САФ 09ГС Ф 12Г2 СБ Ст3к п 10Г2 С1 06ГФ БАА Х80* 16Г2 САФ К 60* Указания к решению задачи 5 Методика оценки принята согласно рекомендациям 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 δф на выпуклой стороне. 2. Определить расчётную толщину стенки δр 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). 30

31 5. Если фактическая толщина стенки больше допустимой [δ], разрешается дальнейшая эксплуатация отвода с контролем толщины 1 раз в 6 месяцев. В противном случае необходима замена отвода. Измерение фактической толщины стенки на выпуклой стороне отвода δ ф Определение расчетной толщины стенки δ р δ ф 32 Изменение срока периодичности контроля должно быть обосновано эксплуатирующей организацией, исходя из специфики технологии и фактических данных по интенсивности износа стенки конкретного отвода. Определение расчётных толщин стенок отводов Расчётную толщину стенки отвода при воздействии внутреннего давления следует определять по формуле: n p Dн δр ηвог, 2 ( R1 np) (5.1) где n коэффициент надёжности по нагрузке (внутреннее давление для газопроводов), принимаемый согласно таблице 1 приложение 3, n = 1,1; р рабочее давление, МПа; Dн наружный диаметр отвода, мм; ηвог коэффициент несущей способности для вогнутой стороны отвода, принимаемый по таблице 6. Таблица 6 коэффициент несущей способности для вогнутой стороны отвода Отношение среднего радиуса изгиба отвода к его наружному диаметру 1,0 1,5 2,0 Коэффициент несущей способности детали ηвог 1,30 1,15 1,00 R1 расчётное сопротивление материала детали, определённое по формуле: R 1 R k н m, МПа (5.2) k где R1 н нормативное сопротивление растяжению (МПа), принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления материала отвода (σв) по государственным стандартам и техническим условиям на трубы, листовую сталь; m коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый в соответствии с таблицей 1 приложение 4 в зависимости от категории трубопровода и его участка; k1 коэффициент надёжности по материалу, принимаемый по таблице 2 приложение 4; kн коэффициент надёжности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице 3 приложение 4. н

33 Полученное расчётное значение толщины стенки в миллиметрах округляется в большую сторону с точностью до одного знака после запятой. Расчёт допустимой толщины стенки на выпуклой стороне отводов: В качестве допустимой толщины стенки на выпуклой стороне отвода следует принимать минимальную из двух величин: n pdн χ R1 δ = 2( n p ), δ н Δδ где n коэффициент надёжности по нагрузке (внутреннее давление для газопроводов), принимаемый согласно таблице 1 приложение 3, n = 1.1; р рабочее давление, МПа; Dн наружный диаметр отвода, мм; χ коэффициент несущей способности для выпуклой стороны отвода, принимаемый в соответствии с таблицей 7; δн номинальная толщина стенки отвода; Δδ установленное нормативными документами нижнее отклонение (минусовый допуск) на выпуклой стороне отвода от номинальной толщины стенки. (5.3) Таблица 7 Коэффициент несущей способности для выпуклой стороны отвода χ Отношение среднего радиуса изгиба отвода к его наружному диаметру Коэффициент несущей способности для выпуклой стороны отвода χ 1,0 1,5 2,0 3,0 0,9 0,9 0,9 0,95 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 толщина δф стенки отвода меньше допустимой, дальнейшая эксплуатация такого отвода при нормативном давлении не допускается. В практике эксплуатации могут возникнуть ситуации, когда замена отвода не может быть осуществлена быстро и требуется решить вопрос о временной эксплуатации отвода на пониженном давлении. Решение о снижении давления должен принимать проектный институт совместно со специализированными организациями. 33

34 Допускаемое давление рассчитывается по формуле: R1 pдоп. (5.4) Dн χ n ( 1) 2 δ Полученное значение допускаемого давления в МПа округляется в меньшую сторону с точностью до одного знака после занятой. ф Пример 1. Исходные данные: отвод штампосварной; Сталь 15ХСНД (R 1 н = 490 МПа); Наружный диаметр Dн = 1020 мм; Номинальная толщина стенки δн = 28 мм; Средний радиус изгиба Rи = 1500 мм; Рабочее давление р = 7,4 МПа; Коэффициент надёжности по материалу k1 = 1,4; Коэффициент надёжности по назначению kн = 1,0; Коэффициент надёжности по нагрузке n = 1,1; Коэффициент условий работы m = 0,6. 1. По результатам измерений фактическая толщина стенки на выпуклой стороне отвода составила δф = 25,2 мм. 2. Определим расчётную толщину стенки отвода. Расчётное сопротивление материала отвода составляет: н R1 m 490 0,6 R1 210 МПа. k k 1,4 1,0 1 н По формуле (5.1) найдём толщину стенки: n pdн 1,17, δр ηвог 1,15 = 21,9 2 ( R np) 2 (210+1,17,4) 1 3. Фактическая толщина стенки отвода превышает расчётную. Разрешается дальнейшая эксплуатация с контролем толщины стенки 1 раз в год. мм. Пример 2. Исходные данные: отвод штампосварной; Сталь 15ХСНД (R 1 н = 490 МПа); Наружный диаметр Dн = 720 мм; 34

35 Номинальная толщина стенки δн = 20 мм; Средний радиус изгиба Rи = 1000 мм; Рабочее давление р = 7,4 МПа; Коэффициент надёжности по материалу k1 = 1,4; Коэффициент надёжности по назначению kн = 1,0; Коэффициент надёжности по нагрузке n = 1,1; Коэффициент условий работы m = 0,6. 1. По результатам измерений фактическая толщина стенки на выпуклой стороне отвода составила δф = 12 мм. 2. Определим расчётную толщину стенки отвода. Расчётное сопротивление материала отвода составляет: н R1 m 490 0,6 R1 210 МПа. k k 1,4 1,0 1 1 н По формуле (5.1) найдём толщину стенки: n pdн 1,17,4 720 δр ηвог 1,15 = 15,5 мм. 2 ( R np) 2 (210 +1,17,4) 3. Так как фактическая толщина стенки отвода меньше расчётной, рассчитывается допустимая толщина стенки по формуле (5.3): n pdн 1,17,4 720 χ 0,9 =12,1 мм δ = 2( R1 n p ) 2( ,1 7,4 ), δн Δδ δ н Δδ = 20 3 = 17 мм Допустимой толщиной стенки является минимальное из двух полученных значений, т. е. [δ] = 12,1 мм. 4. Фактическая толщина стенки отвода δф меньше допустимой [δ]. Необходима замена отвода. 5. В случае необходимости временной эксплуатации отвода до выполнения его замены рассчитаем допускаемое давление: R1 pдоп. Dн χ n ( 1) 2 δ p доп n R1 210 = = 7,34 МПа Dн χ 720 0,9 ( 1) 1,1 ( 1) 2 δ 2 12 ф ф 35

36 ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ 6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ОПОРАМИ ТЕМПЕРАТУРНЫЕ УДЛИНЕНИЕ УЧАСТКА НАДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА Условие задачи 6 Определить расстояние между опорами и температурные удлинения участка надземного трубопровода. Исходные данные Исходные данные Номер варианта dс, мм tnom, мм Lперех, мм Р, МПа 5,8 6,0 7,0 9,5 5,8 6,0 7,3 9,8 6,4 10,5 ρq, кг/м μc 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 с0, Н/м ti, м 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 γi, Н/м 3 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 wo, Н/м k 0,5 0,5 0,75 0,75 0,75 0,5 0,5 0,5 0,75 0,5 ζ 1,22 1,22 0,85 0,85 0,85 1,22 1,22 1,22 0,85 1,22 Run, МПа Rуп, МПа α 1,2 1,23 1,25 1,3 1,31 1,24 1,36 1,22 1,23 1,27 t нагр, о С Примечание: Величины расчётных коэффициентов принимались по СП Нагрузки и воздействия (СНиП *) 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: 36

37 где q q 2 1/4 1/2 ном с ном 3 1 0,75 10,м, q 2t ном 3π t R p( d 1,2 t ) Lст dс tном 2 2 1/2 ( q g ) t n, Н/м, 37 (6.1) q q q w (6.2) собственный вес 1 м газопровода, Н/м; значение собстевнного веса газопровода определяется по формуле: q πρ g( d t ) t, Н/м, (6.3) q q e ном ном где ρq плотность материала труб, кг/м 3 ; 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: q 2 10 p( d 2 t 2 ), Н/м, (6.4) где р давление; g e ном vs вес снега на единицу длины газопровода, Н/м; значение веса снега определяется по формуле: ν μ sd, Н/м, (6.5) s c 0 e где μc расчётный коэффициент, μc = 0,2 для газопроводов диаметром до 600 мм включительно и 0,3 св. 600 мм; с0 нормативная снеговая нагрузка, Н/м2, принятая по СП Нагрузки и воздействия; vi вес обледенения на единицу длины газопровода, Н/м; значение веса обледенения определяется по формуле: 1 1,9tiγ ide, Н/м, (6.6) где ti толщина слоя, м; γi плотность гололёда, Н/м 3 ; wn ветровая нагрузка на единицу длины газопровода, Н/м; значение ветровой нагрузки определяется по формуле: wn wоdek(1 0, 7ζ), Н/м, (6.7) где wo нормативное значение ветрового давления, принимаемое в зависимости от ветрового района России по СНиП *,кгс/м 2 ; k,ζ коэффициенты, принимаемые по СП , в зависимости от типа местности; R расчётное сопротивление, МПа; значение расчётного сопротивления определяется по формуле:

38 R min ин R ; уп R, (6.8) 2,6 1,5 где Run, Rуп нормативные сопротивления материала труб и соединительных деталей соответственно по временному сопротивлению и пределу текучести, МПа; Рисунок 3. Расчётная схема пролётов газопровода 1 средний пролет; 2 крайний пролет; 3 компенсатор; 4 подвижная опора; 5 неподвижная опора 2 Проверка на резонанс Величина среднего пролёта газопровода из условия динамической устойчивости (расчёт на резонанс) не превышает величины: 2 dkt с c ном L 430dс, (6.9) qq qg s i Значение коэффициента kс принимается по таблице 8. Число пролётов Таблица 8 Коэффициент, учитывающий число пролётов > 6 kс 3,56 2,46 2,01 1,83 1,74 1,69 1,57 3 Температурные удлинение участка трубопровода ( l) Удлинение трубопровода ( l) зависит от его длины и температуры определяется по формуле: α tl Δ l, мм, 100 (6.10) где α 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; 38

39 L 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, d с = мм; номинальная толщина стенки, tном = 13 мм; длина трубопровода, L = 80 мм; давление, Р = 6,4 МПа; плотность материала труб, ρq = кг/м 3 ; расчётный коэффициент, μc = 0,3; нормативная снеговая нагрузка, с0 = 240 Н/м 2 ; толщина слоя, ti = 0,01 м; плотность гололёда, γi = 0,9 г/см 3 ; нормативное значение ветрового давления, wo = 30 Н/м 2 ; коэффициенты, принимаемые по СП , в зависимости от типа местности. Примем k = 0,75 и ζ = 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, α = 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, ,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, ,02 = 73,5 Н/м. Вес обледенения на единицу длины газопровода определяем по формуле (6.6): vi = 1,9 0, ,02 = 1,78 Н/м. 39

40 Ветровая нагрузка на единицу длины газопровода определяем по формуле (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, ,3 + 73,5 + 1,78) ,6 2 ] 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 ) с толщиной стенки 13 мм изготовленных из стали марки 09Г2С нормативные 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 статической прочности по формуле (6.1): Lст = (1,02 0,013)(3 3,14 0, ,7/3873,3) 0,5 <1 0,75[6,4(1,02 1,2 0,013)/ (0, ,7)] 2 >0, = 62,78 м. 2 Проверка на резонанс проводим по формуле (6.9): L = 430 1,02 [1,02 3,56 2 0,013/(3165, ,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 2,01 2 0,013/(3165, ,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 трубопровода или разрушению опорных конструкций. Трубопровод длиной 80 м при α = 1,23, при нагревании на 34 С будет иметь удлинение: Δl = (1, )/100 = 33,5 мм. По величине температурного удлинения выбираем тип компенсатора по величине его компенсирующей способности по справочнику. 40

41 ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ 7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА СВАРКИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА НА ПЕРИОД ПРОВЕДЕНИЯ СВАРОЧНЫХ РАБОТ, РАССЧЕТ 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). Исходные данные Исходные Номер варианта дан- ные D,мм δ, мм 9,5 6,4 9,5 6,4 9,5 6,4 9,5 6,4 9,5 6,4 P, МПа 3,5 3, ,5 3, ,5 7 Vг, м/с Марка стали 17Г1 С 14Г2 САФ 09ГС Ф 12Г2 СБ 41 Ст3к п 10Г2 С1 06ГФ БАА Х80* 16Г2 САФ 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 2 вычисляют по формуле: 2 kk1 σт δc 2 Рдоп 10 Dн (7.1) К 60*

42 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 прямошовных 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/мм 2 ; 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 * 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 = мм, толщиной стенки δ = 12,5 мм, выполненный из трубной стали марки 17Г1С, предел текучести σт = 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/см 2 ( 0,1 МПа), вычисляют по формуле (7.1): , ,5 2,4 Р доп 10 34,77 кгс/см 2 = 3,5 МПа Определим параметры режима приварки кольцевых швов разрезного тройника и уточним параметры технологического режима работы газопровода 42

43 диаметром 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 ). 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 Qвх на уровне Qвх, Тогда Qвх = 1,75 кдж/мм. Преобразуя формулу получим формулу для определения U: Qвх Vг U=, А, (7.2) 0,06 0,06 0,85 I где I значение сварочного тока в амперах по таблице 6 СТО Газпром [3]; I = А 1, 75 3 U = 19,06, А, 0,06 0,06 0,8590 1, 75 3 U = 14,30, А. 0,06 0,06 0,85120 Преобразуя формулу (7.2) получим формулу для определения I: Qвх Vг I =, А, (7.3) 0,06 0,06 0,85 U где U значение напряжения в вольтах; U = 14,30 19,06 В, 1, 75 3 I = 120 A, 0,06 0,06 0,8514,30 1, 75 3 I = 90 А, 0,06 0,06 0,8519,06 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: Vг = Vг = Q вх Vг = 0,06 0,06 0,85U I, м/ч. 1, 75 0,06 0,06 0,8514, ,44, м/ч. 1, 75 0,06 0,06 0,8519, ,25, м/ч. 43

44 Т. о. с учётом потерь на сварочном кабеле для первого и второго проходов кольцевого шва получили следующие параметры сварочного процесса: I = A, U = 14,30 19,06 В, Vcв = 0,25 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. варианта Исходные данные Lобщ (м) грунт мергель известняк ракушечник конгломерат песчаник на глинистом цементе доломит гранит базальт кварцит порфит известняк D (мм) Вид ВВ зерногранулит 50/50В аммонит 6ЖВ аммонал скальный 1 гранулит АС8 зерногранулит 30/70В аммонит 7ЖВ аммонал скальный 3 гранулит С2 зерногранулит 79/21 игданиты Решение 1. Определяем ширину траншеи по дну Вн, м: Глубина траншеи hт, м: Вн = D1,5, (7.1.1) hт = D + 1,0, (7.1.2) В скальных грунтах рекомендуют перебор глубины 10-15% Длина шпура Lш, м: Lш= 1,2 ht, (7.1.3) Длина заряда lз, м: lз = Lш/3, (7.1.4) 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/м 3 : 44

45 А = Ар е, (7.1.5) 3. Величина заряда в шпуре, кг: Qзар = Ap hт 3, (7.1.6) Таблица 7.1 Удельный расход эталонного ВВ Породы Категории крепости породы Удельный расход аммонита 6 ЖВ, кг/м 3 Для взрыва на выброс, Для взрыва на Ав рыхление, Ар Мел IV 0,8-1,35 0,25-0,3 Гипс IV-V 1,0-1,3 0,35-0,4 Известнякракушечник V-VI 1,5-1,75 0,5-0,6 Мергель IV-V 1,3-1,6 0,35-0,45 Конгломерат V 1,3-1,5 0,45-0,5 Туфы трещиноватые, плотная тяжёлая V-VI 1,4-1,5 0,4-0,5 пемза Песчаник на глинистом цементе, сланец глинистый, известняк, VI-VII 1,15-1,4 0,4-0,5 мергель Доломит, известняк, магнезит, песчаник на известковом цементе VII-VIII 1,3-1,7 0,45-0,6 Гранит, гранодиорит VIII-X 1,5-2,15 0,5-0,7 Базальт, андезит IX-XI 1,75-2,3 0,6-0,75 Кварцит X 1,75-2,5 0,5-0,6 Порфирит X 1,15-2,1 0,7-0,75 Таблица 7.2 Параметры взрывчатых веществ Вид ВВ Плотность заряжения ρв, кг/м 3 Поправочный коэффициент е Аммонит 6 ЖВ ,00 Аммонит 7 ЖВ ,04 Аммонал скальный 3-0,8 Аммонал скальный 1-0,81 Гранулит АС ,95 Гранулит АС ,00 Гранулит С ,15 Зерногранулит 79/ ,00 Зерногранулит 50/50-В сухой ,11 в воде ,06 45

46 Зерногранулит 30/70-В сухой ,13 в воде ,10 Игданиты ,15 4. Диаметр скважины, м: Qзар d, (7.1.7) 0,3 pв h т 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, (7.1.8) Количество ВВ необходимое для разработки траншеи Qобщ, кг: Qобщ = Qзар N, (7.1.9) Пример Исходные данные: длина траншеи, L общ = 320 м; диаметр, D = 1 220мм; вид ВВ зерногранулит 79/ Определяем ширину траншеи по дну по формуле (7.1.1): Вн = 1,221,5 = 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, ρ = 950 кг/м 3 и коэффициент е = 1 по таблице 7.2 Удельный расход на рыхление: А = 0,72 1= 0,72 кг/м 3 3. Определяем величину заряда в шпуре по формуле (7.1.6): Qзар = 0,72 2,5 3 = 11,25 кг 46

47 4. По формуле (7.1.7) найдём диаметр скважины: d 11,25 0,3950 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, = 2 002,5 кг. 47

48 ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ 8 ПОДБОР МАРКИ ТРУБОУКЛАДЧИКОВ, РАСЧЁТ ОПАСНОЙ ЗОНЫ КРАНА, РАСЧЁТ НОРМ РАСХОДА ТОПЛИВА ЭКСКАВАТОРА Условие задачи 8.1 Выполнить подбор марки трубоукладчиков при изоляционноукладочных работах Исходные данные Исходные данные Номер варианта Dн, мм δ, мм 8, , h1оч, м 0,5 0,45 0,42 0,3 0,55 0,6 0,62 0,43 0,48 0,35 h1из, м 0,3 0,38 0,35 0,24 0,41 0,52 0,54 0,38 0,34 0,30 Р, Па Gиз, кн Gоч, кн 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 мм необходимо четыре трубоукладчика (рис. 4, в). 48

49 Рисунок 4. Схемы расположения трубоукладчиков и машин в изоляционноукладочной колонне для трубопроводов различных диаметров а для трубопроводов диаметром 529 мм; б для трубопроводов диаметром мм; в для трубопроводов диаметром мм Пример h1оч = 0,5 м; h1из = 0,3 м; Р = 500 Па; ρст = 7850 кг/м 3; Дн = 1,22 м; Двн = 1,192 м; Таблица 9 Основные параметры изоляционной колонны Диаметр трубопровода, мм Схема колонны Расстояние между трубоукладчиками, м l1 l2 l3 49 Максимально допустимое расстояние между ИМ и ОМ 529 а

50 б б в в При использовании четырёх и более кранов-трубоукладчиков наиболее нагруженными становятся сечения в крайних пролётах. Все необходимые расчётные величины определяются из условия максимального снижения напряжений в приподнятом трубопроводе, используя безразмерные параметры, приведённые в таблице 10. Таблица 10 Безразмерные параметры симметричного подъёма Число трубоукладчиков Безразмерные параметры m = l1l 1,476 1,647 1,784 1,909 l EJh 1 l ,749 1,507 1,304 1,263 qтр K K EJhq 3,884 2,461 2,224 2,09 1, тр К К EIh q 1,507 1,364 1, тр σ σ σ ,081 0,809 0,657 0,564 1 х Eh γ м σ х 0,667 0,696 0,725 0,742 0,757 Eh γ 1 м Так, расстояние от точки касания трубопроводом грунта до первой группы кранов трубоукладчиков поддерживающих изоляционную машину l1, м, E Ih1 l1 l 4, (8.1) q где 2 5 Е модуль упругости Юнга, т с / м, E = 2,1 10 МПа; I момент инерции сечения трубопровода, м 4, 4 4 π Dн Dвн I, (8.2) ,141,22 1, I 9,6310 м, 64 h1 высота подъёма изоляционной машины, м, h1из = 0,3 м; 50 тр

51 gтр вес одного погонного метра трубы, Н/м (вес 1 м. трубы + вес продукта), qтр q, трубы qгаз (8.3) π 2 2 qтрубы ρ ст g ( Dн Dвн ), 4 где ρст плотность стали, кг/м 3, ρст = кг/м 3, 3, qтрубы ,8 (1,22 1,192 ) 4 082,7 Н/м, qгаз 10 p Dвн, (8.4) где Р давление в ремонтируемом газопроводе, МПа, Р = 500 Па, q газ ,5 1,192 7,1 Н/м, q 4 082,7 7, ,8 Н/м, тр , ,6310 0,3 4 l1 1,304 25, 6 м. 4089,8 Расстояние между группами трубоукладчиков l3, м, l l EIh 3 3 4, (8.5) qтр h1 высота подъёма очистной машины, м, h1оч = 0,5 м; l , ,6310 0,5 4 1, м ,8 По расчётной схеме (рис. 5) определяем крайние усилия на крюках трубоукладчиков от собственного веса трубопровода К, 1 3 К1 К1 EIh1 g тр, (8.6) где К 1 безразмерный параметр, при использовании четырёх трубоукладчиков К 1 = 2,09, К 1 2,09 2, ,6310 0,34 089,8 30 кн. По расчётной схеме (рис. 5) определяем усилия на крюках трубоукладчиков К2, К К EIh q, (8.7) тр где К 2 безразмерный параметр, при использовании четырёх трубоукладчиков К 2 = 1,364, К 1 1,364 2, ,6310 0,34 089,8 20 кн. 51

52 Рисунок 5. Расчётные схемы симметричного подъёма трубопровода: а схема подъёма трубопровода двумя трубоукладчиками; б тремя трубоукладчиками; в четырьмя трубоукладчиками; К1, К2 усилия, развиваемые трубоукладчиками; R1B, R2B опорные вертикальные реакции; qтр нагрузка от собственного веса трубопровода; А высота подъёма трубопровода; l расстояние между трубоукладчиками; l1 пролёт К усилиям на крюках трубоукладчиков, поддерживающих очистную или изоляционную машину, следует прибавить их вес. Так, суммарное усилие на c крюке крана-трубоукладчика, поддерживающего изоляционную машину K 1, c K1 K1 G из, (8.8) 52

53 где Gиз вес изоляционной машины, кн, Gиз = 37 кн, [1] c K кн. Суммарное усилие на крюке крана-трубоукладчика, поддерживающего очистную машину K, c 2 c K2 K2 G оч, где Gоч вес очистной машины, кн, Gоч = 41 кн, [1] c K кн. По техническим данным из источника подбираем марку трубоукладчиков. [6] Условие задачи 8.2 Рассчитать радиусы рабочей и опасной зоны при перемещении насособлока. Исходные данные Исходные Номер варианта данные L, м b, м h, м hгр, мм hпс, м 0,5 0,4 0,3 0,7 0,6 0,5 0,3 0,4 0,5 0,3 Пояснения к задаче Радиус рабочей зоны при перемещении (рис. 6) можно определить по формуле: Rраб 5 0,5L (8.9) где Rраб радиус рабочей зоны крана, м L длина груза, м Радиус опасной зоны при перемещении (рис. 6) можно определить по формуле: R R L0,5b x (8.10) оз раб где Rоз радиус опасной зоны, м L длина груза, м b ширина груза, м Пример Требуется рассчитать радиусы рабочей и опасной зоны при перемещении насособлока. 53

54 Габариты груза: Длина, L = 5 м Ширина, b = 3 м Высота, h = 3м hгр = 1500 мм hпс = 0,3 м Радиус рабочей зоны определим по формуле (8.9): R 50,5L50,55 7,5 м раб Радиус опасной зоны определим по формуле (8.10): R R L0,5b x7,550, м оз раб Рисунок 6. Схема определения опасной и рабочей зон. Условие задачи 8.3 Рассчитать норму расхода топлива Исходные данные Исходные данные Номер варианта Ne, квт ge, г/см т, г/см 3 0,845 0,840 0,835 0,841 0,825 0,820 0,845 0,835 0,820 0,82 вид грунта С Л Л Т С С Т Т Т С Л грунт ЛЁГКИЙ С грунт СРЕДНИЙ Т грунт ТЯЖЁЛЫЙ 54

55 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. Способ 1 Расчётная норма расхода топлива, кг/час: Ne ge Gт 1000, (8.9) где Gт часовой расход топлива (кг/час); Ne эффективная мощность дизеля (квт); ge удельный эффективный расход топлива (г/квт час). Для получения часового расхода топлива, выраженного в литрах в час, необходимо значение Gт разделить на значение величины плотности используемого топлива ρт, выраженной в г/см 3. С учётом коэффициента использования мощности дизеля, формула для определения часового расхода дизельного топлива, выраженного в литрах в час (Gтл) окончательно примет следующий вид: Ne ge C Gтл 1000 ρт (8.10) где С коэффициент использования мощности дизеля; ρт плотность используемого дизельного топлива (г/см 3 ). Если нет данных по плотности Вашего ДТ, то по ГОСТ Р «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия» для всех классов, сортов и видов ДТ регламентируется его плотность, определённая при температуре 15ºС и равная кг/м 3. 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 ρт = 0,8325 г/см 3. 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. 55

56 Современные дизели характеризуются именно такой экономичностью. Основная сложность определение коэффициента использования мощности 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 грунтов 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: Kтв H 0,001NGKзр Kн K п (8.11) Ниже приведены данные коэффициентов и других значений для этой формулы: Кп плотность топлива (дизельное 0,825, бензин 0,74 средние значения), кг/л, Ктв коэффициент, учитывающий увеличение расхода топлива в зависимости 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 регулировку 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 технических характеристиках на двигатели), N мощность двигателя (квт), г/л.с. ч (г/квт ч). Кв степень загрузки по времени для экскаватора с ковшом до 0,4 куб. м 0,86, свыше 0,9, Км (степень загрузки по мощности) для экскаватора до 0,4 куб. м 0,6, свыше 0,5. K K K, (8.12) 2 н 0,01 (30 з 51 з 19) где Кз определяет степень загрузки двигателя, Kз Kв Kн η, (8.13) где КПД трансмиссии. 56

57 Пример Исходные данные Экскаватор JCB JS 220 Ne = 128 квт ge = 220 г/квтчас ρт = 0,8325 г/см 3 Работы проводятся с грунтами средней категории 1 способ Расчётная норма расхода топлива, кг/час: Ne ge Gт ,16 кг/час С = 0,55, так как используются грунты средней категории. Часовой расход дизельного топлива, л Ne ge C ,55 Gтл 18,6 л 1000 ρ ,8325 т 2 способ Норма расхода топлива экскаваторов: Kтв H 0,001NGKзр Kн K Кп = 0,825 кг/л, Ктв = 1,00, Кн = 1,00, Кзр = 1,03, G = 195,8 г/кв ч N = 128 квт. 1 H 0, ,8 1, ,3 0,825 Кв = 0,5. = 26,8%. Кз определяет степень загрузки двигателя, Kз Kв Kнη 0,5 10,268 0,134, K K K. 2 2 н 0,01 (30 з 51 з 19) 0,01 (30 0, ,134 19) 0, 26 п 57

58 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Рисунок П1.1 Зависимость максимальных кольцевых напряжений от фактического параметра овальности для участка газопровода диаметром мм 58

59 Рисунок П1.2 Зависимость максимальных кольцевых напряжений от фактического параметра овальности для участка газопровода диаметром мм 59

60 Рисунок П1.3 Зависимость максимальных кольцевых напряжений от фактического параметра овальности для участка газопровода диаметром мм 60

61 Рисунок П1.4 Зависимость максимальных кольцевых напряжении от фактического параметра овальности для участка газопровода диаметром 820 мм 61

Источник