Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

65 страниц

449.00 ₽

Купить РД 39-00147105-016-98 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика устанавливает порядок расчета напряжений и деформаций в стенке нефтепровода и технологических параметров при ведении ремонтных работ. Методика предназначена для работников, занимающихся проектированием и ремонтных работ на магистральных нефтепроводах. Методика не распространяется на нефтепроводы, проложенные в условиях болот, горной местности, в районах с сейсмичностью более 7 баллов, в районах горных выработок. Область применения настоящего документа - магистральные нефтепроводы, относящиеся к АК «Транснефт».

 Скачать PDF

Документ отменен письмом ОАО "АК "Транснефть" № 04-12/2230 от 28.12.2009 г.

Оглавление

1 Общие положения

2 Классификация расчетных схем нагружения ремонтируемых участков нефтепроводов

3 Нагрузки, действующие на ремонтируемый участок нефтепровода

4 Определение напряженно-деформированного состояния ремонтируемого участка нефтепровода

5 Определение расчетного сопротивления стенок ремонтируемых участков нефтепроводов с учетом различных дефектов и старения металла труб

6 Проверка прочности я устойчивости ремонтируемых участков нефтепровода

7 Список использованных источников

Приложение А. Текст компьютерной программы. Исходные данные и результаты расчета

Приложение Б. Пример расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода

Приложение В. Ориентировочные технологические параметры при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов

Приложение Г. Значения коэффициентов влияния длительности эксплуатации нефтепровода и его дефектности на расчетное сопротивление стенок труб

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

: Jf-й '¥§}


/V


РАСЧЕТА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ РЕМОНТИРУЕМЫХ ЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ДЕФЕКТОВ, ОБНАРУЖЕННЫХ ПРИ ДИАГНОСТИЧЕСКОМ ОБСЛЕДОВАНИИ


РД 39-00147105-016-98




УФА 1999


МШШСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

СОГЛАСОВАНО    УТВЕРЖДЕН

с Госгортехнадзором России    Акционерной компанией

письмо № 10-14/318    "Транснефть’'

от 22 июня 1998 г.    6 июля 1998 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ РЕМОНТИРУЕМЫХ ЛИНЕЙНЫХ УЧАСПСОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ДЕФЕКТОВ, ОБНАРУЖЕННЫХ ПРИ ДИАГНОСТИЧЕСКОМ ОБСЛЕДОВАНИИ

РД 39-00147105-016-98

Уфа-1999


рТ*'ЖтЯ*


rry>‘J ^’ЗГЛУ "Ж * М * Л'


_2_

Ремонт нефтепроеода с подкопом и подъемом. Количество ремонтных машин и их расположение может быть различным.


I?



Ремонт нефтепровода с подъемом. Количество ремонтных машин и их расположение может быть различным.




Ремонт нефтепровода с ухладкой на лежки (опоры), количество и расположение ремонтных машин может быть различным


ю


3 НАГРУЗКИ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ НА РЕМОНТИРУЕМЫЙ УЧАСТОК НЕФТЕПРОВОДА

3.1    При расчете нефтепроводов на прочность и устойчивость следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании, эксплуатащш и ремонте. При производстве ремонтных работ нефтепровод находится под воздействием поперечных нагрузок от собственного веса, веса устанавливаемых на него ремонтных муфт, ремонтных машин, а также подвергается осевым усилиям от внутреннего давления, температурного перепада, изменения высотного положения, предварительного изгиба (полученного в процессе строительства) и т.д.

3.2    Коэффициенты надежности по нагрузке надлежит принимать по табл. 3.1.

ТАБЛИЦА 3.1 ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НАДЕЖНОСТИ

ПО НАГРУЗКЕ

Нагрузки и воздействия

Коэффициент надежности по нагрузке, п

Собственный вес нефтепровода

1.1

Вес изоляционного покрытия

и

Воздействие предварительного напряжения нефтепровода (упругий изгиб и т.д.)

1.0

Внутреннее давление для нефтепроводов:

-    диаметром 700*1200 мм

-    диаметром менее 700 мм

1.15

......................................................по __............................

Вес перекачиваемого продукта

1.0

Вес ремонтных машин и механизмов

\2

Вес грунта

\2

Осадка грунта и вертикальные перемещения опорных устройств

13

Температурные воздействия

1,0

Примечание. Здесь и в других таблицах диаметры к толщины стенок труб приведены а миллиметрах, а при вычислениях эти величины переводятся в метры.

Собственный вес ремонтируемого нефтепровода длиной 1 м, включая вес перекачиваемой нефти и изоляционного покрытия, является основной нагрузкой, вызывающей изгиб ремонтируемого участка нефтепровода, определяется по следующей формуле:

5|уст + я5цз[Ол + 5|и^уИз+01785Овув, кН/м (3.1) где 5 - толщина стенки трубы, м;

и

DK - наружный диаметр трубы, м;

Тсг“ объемный вес металла трубы (для стали 78,5 кН/м3);

Ьа - внутренний диаметр трубы, м;

Ун - удельный вес перекачиваемой нефти, кН/м3;

Он, - толщина изоляционного покрытия, м; уяз -удельньп! вес изоляции, кН/м3.

3.3    Расчетный вес нефтепровода равен:

qp = 1,1 qa, кШм,    (3.2)

где 1,1 - коэффициент надежности по нагрузке, уплывающий возможное-превышение веса по сравнению с нормативным значением по формуле (3.1).

3.4    Нормативный вес грунта на погонный метр нефтепровода

составляет:    „    _ с

D„+25„


при h j-p ^ *


Uii


, м


Чгр =(Drp +25н,) ^l-i-Vl-sin2«jhrp--g(Pgprp, кН/м;


при hpp > ■


D„ +28,


(3.3)


£1


, м


Qrp где sin a


2h,


gprp, kH/h


(3.4)


1L-.

Dh + 2^h,


где Рф - плотность грунта, кг/м3;

Ьф - высота слоя прнсьтки от оси нефтепровода, м; g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2.


2h


а = arcsm


HL


D„ + 28яз j


рад,


При свободных продольных деформациях нефтепровода от внутреннего давления возникают кольцевые напряжения:

nPD„


28


L, МПа,


(3.5)


где п - коэффициент надежности по нагрузке, и нродольпые напряжения (при наличии поворотов, заглушек, задвижек, колен 1 руб):


12


a„p = 0,5<7ki( , МПа,    (3.6)

Соответствующие этим напряжениям относительные продольные деформации равны:

£пр=^-^ = 0,2.5р,    (3.7)

где Е - модуль упругости (для стали Е^Об'Ю5 МПа); д - коэффициент Пуассона (для стали д=0,3).

0,5 <ткп

Здесь-- составляет удлинение нефтепровода под действи-

Е

ем продольных напряжений Сщ, = 0,5

—— _ укорочение нефтепровода вследствие возникно-Е

всння <тк„.

3.5 В стенкг вскрытого прямолинейного участка нефтепровода с защемленными концами от внутреннего давления возникают продольные растягивающие напряжения:

спр = 0,3скц, МПа.    (3.8)

Значения вычислений апр приведены в таблице 3.2.

ТАБЛИЦА 3.2 ПРОДОЛЬНЫЕ 11ЛПРЯЖШ1ИЯ ОТ В! 1УТРЕ1ШЕГО ДАВ Л EI1ИЯ ДЛЯ МАГИСТР АЛЫ1ЫХ НЕФТЕПЮВОДОВ апр, МПа

Диаметр Ьн,

Толщина

Внутренне# давление в нефтепроводе Р, МПа

ММ

стенки 6, мм

0,1

1,5

2,0

2,5

3,0

3.5

4,0

t

?

3

4

5

5

7

3

9

530

7

10,30

15,45

20.60

25,75

30.90

36.05

41,20

8

8,98

13,4

17,96

22,44

26.93

31.42

35.91

720

7 |

14,12

21,18

28.24

35,30

42,36

49,42

56.48

8

12,32

18,48

24.64

30.80

36,95

43,12

49.28

9

10,92

16.38

21,84

27,20

32.76

38.22

43.68

10

9,80

14,70

19,60

24.50

29.40

34,30

39.20

820

8

14,04

21,10

28,14

35,17

42.21

49.24

56.28

9

12,48

18.71

24.95

31,19

37,43

43,66

49.90

10

11,20

16,80

22,40

28,00

33,60

39,20

44,80

11

10,16

15,23

20,31

25,39

30,47

35.55

40,63

1020

9

15,59

23,38

31-.17

38,97

46,76

54,55

62,35

10

14,00

21,00

28,00

35,00

42,00

49,00

56,00

11

12,70

19,05

25,40

31,75

38,11

44,46

50,81

13

Продолжение таблицы 3.2

1

г

3

4

5

6

7

8

9

12

11,62

17,43

23,24

29,05

34,86

40,67

46.48

13

10.70

16,06

21,41

26,76

32.11

37,47

42,82

14-

9.92

14.88

19.84

24,80

29,76

34,72

39,68

1220

10

16,80

25,20

33,60

42,00

50,40

58,80

67,20

И

15,25

22,87

30,49

38,12

45,74

53,37

60,99

12

13,95

20.93

27,91

34,88.

41,86

48,84

55,81

13

12,86

19,29

25,72

32,15

38,58

45,00

51.43

14

11,92

17,88

23,84

29,80

35.76

41,72

47,68

15

11,11

16,66

22,21

27,77

33,32

38.87

44,43

3.6    При проведении ремонтных работ нефтепровод находится под воздействием температурного перепада:

ДТ = Тр - TJX, °С,    (3.9)

где Т\, - температура стенки нефтепровода при ремонте, К;

- то же, при укладке нефтепровода (в момент сварки в непрерывную нить), К.

От изменения температуры стенок труб возникают продольные деформации нефтепровода:

е, = аДТ,    (ЗЛО)

где а - коэффициент линейного расширения (для стали а=0,<ХХК>12).

3.7    При отсутствии возможности продольных перемещений в селении прямолинейного нефтепровода с защемленными концами возникают продольные термонапряжения (растягивающие напряжения при понижении температуры и сжимающие - при ее повышении):

at =±a ЕДТ, МПа.    (3.11)

Значение вычислений at приведены в табл. 3.3.

14

ТАБЛИЦА 33    ТЕРМОНАПРЯЖЕНИЯ ПРИ PEMOZ ГГЕ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ (НЕЗАВИСИМО ОТ ДИАМЕТРА И ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ) сг,, МПа

Разность температур ДТ={Тр — Тук), град.

Термонапряжения 0{ , МПа

1

2

~40 (Tp<V

-98.8

-35 (ТрсТух)

-86,5

-30 (Тр<Ту*)

-74,1

-25 (Тр < Тук)

-61,7

-го (тр<т„)

-49,4

_f5 (Тр< у.........

-37,1

-10 Ц<у

-24,7

0

0

♦to (ТрьТук)

+ 24,7

+20 (Тр>Тук)

+• 49,4

+зо {Тр >Тук)

+ 74,1

*40 (Тр >Тук)

+ 98,8

3.8    Масса ремонтных машин л механизмов устанавливается по их технической характеристике.

3.9    Нормативное давление транспортируемой нефти на ремонтируемом участке нефтепровода определяется гидравлическим расчетом (согласно проектной документации).

3.10    Воздействие предварительного напряжения нефтепровода (упругого изгиба и т.д.) определяется согласно чертежам на строительство нефтепровода,

3.11    Основное сочетание расчетных и нормативных нагрузок я воздействий устанавливается исходя из фактически реальных вариантов одновременного действия длительных и кратковременных нагрузок и воздействий.

3.12    Суммарное продольное напряжение в стенке нефтепровода определяется по следующей формуле:

^сум.пр = °пр + CTt +    + <je+Oqct , МПа,    (3-12)

где аир - продольное напряжение от внутреннего давления в нефтепроводе, МПа;

15

0, - напряжение от разности между температурой нефтепровода во время укладки (сварки в непрерывную нить) и температурой металла труб в процессе ремонта, МПа;

оя- продольное напряжение от изгиба нефтепровода, возникающего в процессе ремонта и-за счет предварительного упругого изгиба, МПа;

Оост - остаточные продольные напряжения в стенке трубопровода, определяются экспериментально, МПа;

ое - напряжение от удлинения нефтепровода в процессе ремонта (появляющиеся при осадке нефтепровода, при его подъеме), определяется по следующей формуле:

8/f

°£=—f'E,    (3.13)

St

где /j - величина максимальной осадки или подъема нефтепровода в средней части участка, м;

/ - расчетная длина участка нефтепровода, равная расстоянию между сечениями нефтепровода, где его прогиб незначителен.

Формула (ЗЛ2) представляет собой алгебраическую сумму: растягивающие напряжения принимаются со знаком "плюс", а сжимающие - со знаком “минус”.

16

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ РЕМОНТИРУЕМОГО УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА

4.1    При определении изгибающих моментов нефтепровод принимается за упругий стержень, поперечное сечение которого в нагруженном состоянии остается плоским и сохраняет свою круглую форму.

4.2    Учитывая большое разнообразие расчетных схем, их статическую неопределенность (при решении с применением обычных аналитических методов) более перспективным н удобным является вычисление изгибающих моментов с применением метода конечных элементов и метода постепенного приближения.

При этом нефтепровод вдоль оси представляется в виде отдельных элементов (узлов) определенной длины с приложенными в их центрах обобщенными дискретными нагрузками (рис. 4.1). При рассмотрении условия локального равновесия элементов нефтепровода предлагается общая зависимость длк определения упругой линии нефтепровода:

Vi = |j|r+j(Vi-l +Vi+1)“^(V«-2+ Vi+2^    (41)

При наличии в нефтепроводе предварительных сжимающих осевых усилий формула (4.1) принимает вид:

V,- = e(VM + VM) + e(Vw + Vw) + с,

где Vf - смещение, соответственно i-ro и соседних элементов рассматриваемого участка нефтепровода, м;

q(- - суммарная поперечная нагрузка, действующая на каждый элемент нефтепровода, кН/м. я = -k ЕI, в = k(4EI. - Nh2), с = kq,-h4,

6Е1 +2Nhz

I - момент инерции поперечного сечения трубы, м4; h - длина единичного элемента (по рисунку 4.1), м;

N - осевое усилие в нефтепроводе, кН.

Нагрузку q, следует определить, в целом, по следующей алгебраической зависимости:

q/=qn+4n+qrp+R/ + p«.    (4-2)

17

где qn - вес трубы, изоляционного покрытия н перекачиваемой нефти, кН/м;

qa - вес грунта, действуюицш на нефтепровод сверху (присыпанный, уплотненный), кН/м;

- отпор грунта на нефтепровод снизу, кН/м;

R/ - усилие грузоподъемного устройства (например, усилие на крюке трубоукладчика), кН/м;

Р,- - вес ремонтных машин, кН/м.

Знаки нагрузок в формуле (4.2) выбираются так: если нагрузка направлена вверх - “плюс”, если вниз - “минус”. При отрыве нефтепровода от грунта снизу, отпор грунта равен “нулю”.

Рэзбнвка участка нефтепровода на конечные атсменты

Рис. 4.1

Схема ремонтируемого участка нефтепровода

4.3 Взаимодействие нефтепровода и грунта.

Смещения V,-, V,-.;, Vw, V(-f2 являются искомыми величинами, зависящими от q,-.

На рис.4.2 приведена наиболее характерная схема ремонтируемого участка нефтепровода.

Участок 1. Нефтепровод защемлен в уплотненном грунте. Высота грунта над трубой равна Нр На трубу действуют: вес трубы, давление грунта сверху qHl и отпор грунта снизу.

Отоор уплотненного грунта практически можно определить исходя из условия, что грунт обладает свойством сопротивляться деформации сжатия по линейному закону.

Отпор грунта следует определять в зависимости от смещения нефтепровода по формуле:

<Jrp = q^p-ClV, кН I м,    (43)

где Чгр = -Чр + qHl) - начальный параметр отпора грунта, равный суммарному весу трубы и грунта, кН/м;

V - смещение трубы по высоте относительно ее начального положения, м;

Cj - коэффициент постели уплотненного под нефтепроводом грунта, кН/м2.

При значении qrp меньше нуля в вычислениях принимается Чф=0.

Участок 2. “Земляная тумба". Отпор уплотненного грунта определяется также по формуле (4.3). Здесь ‘‘земляная тумба” под нефтепроводом имеет возможность разрушаться из-за наличия технологических приямков или на границе с подкопанным участком, при котором появляется нагрузка, превьпнающая критическую qKp (критическое смещение). При вычислениях, если q^ > qKp, то принимается

Ягр = Чкр-

Участок 3 ”Подкоп”. На этом участке на нефтепровод действуют: вес трубы, вес ремонтных машин, усилия грузоподъемных устройств.

Участок 4 “Подсыпка". На этом участке проводят подсыпку грунта под нефтепровод н его уплотнение. На нефтепровод действуют: его собственный вес, вес грунта, присыпанного на трубу, отпор грунта. Здесь коэффициент постели С4 значительно меньше, чем коэффициент постели на начальном участке. Коэффициент С4 определяется: экспериментально или на основе имеющихся научно-технических материалов. Отпор грунта на этом участке при механическом

19

УДК 622.692.4

РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании -Уфа, ИПТЭР, 1999-

Настоящая Методика устанавливает порядок расчета напряжений и деформаций в стенке нефтепровода и технологических параметров при ведении ремонтных работ.

Мелодика предназначена для работников, занимающихся проектированием и проведением ремонтных работ на магистральных нефтепроводах.

Разработчики: специалисты Института проблем транспорта энергорссурсов д.т.н. ГумеровА.Г., д.т.н. ГумеровР.С., к.н.т. Азмстов Х.А., к.т.н. Гумсров К.М., к.т.н. Гаскаров Н.Х., инж. Ронжина Е.Г., инж. Ишмуратов Р.Г.

В разработке приложения Г принимали участие специалисты Центрального imcTirryra авиационного моторостроения (ЦИАМ) д-т.н. Темпе Ю.М., х.т.н. Зюзина В.М., инж. Азметов Х.Х.

© Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР), 1999.

уплотнении присыпанного под нефтепровод грунта с учетом высоты подсыпанного под трубу грунта следует определять по формуле:


Чп^з-С^-.-У^кН/м.    («)


где q7j - отпор грунта в точке Ъ=Ъ$.

При отсутствии уплотнения присыпанного под нефтепровод грунта величина отпора грунта может быть определена из следующих соображений:

-    при подсыпке грунта под нефтепровод пространство иод ним заполняется не полностью;

-    деформационные свойства рыхпрго грунта не подчиняются линейному закону;

-    грунт под нефтепроводом пекле подсыпки неоднородный; состоит из рыхлой части и плотной нсподкопанной зоны. Глубина подкапывания равна I13. В точке Z=Z3 труба оседает на величину V73.

Для этого случая отпор грунта следует определят!, по формуле:


qrp = C2DHW + -


W


;Р„(С1-с2)


2W,


(4.5)


где С2 - переменный коэффициент постели рыхлого грунта, МС' нястся в диапазоне от0 до Cj, к! 1/м2;


W = V3-3-V, Wp=(h3 + V7.3)(l-/y);    (4.6)


где


коэффициент уплотнения, равный 0-f-l;


Vp - объех! рыхлого грунта, м1;

Vn - объем плотного грунта, м1.

Участок 5 "Засыпка окончательная.". Это продолжение участка 4. Отпор грунта определяется по той же формуле (4.4), что и для участка 4. Здесь на трубу дополнительно действует вес грунта окончательной засыпки.

В целом, при расчетах рассматривается нефтепровод бесконечной длины. Однако, фактически рассматривается нефтепровод конечной длины, при которой дальнейшее его удлинение практически не вызывает изменения результатов вычислений.

Общая длина вычисляемого участка и длина элемента назначаются исходя из имеющейся практики. На границах рассчитываемой длины труба должна “выходить" на горизонтальные участки, т.е..


20


СОДЕРЖАНИЕ

1    Общие положения......................................................................... б

2    Классификация расчетных схем нагружения ремонтируемых участков нефтепроводов............................................... 8

3    Нагрузки, действующие на ремонтируемый участок нефтепровода...........................................................................................И

4    Определение напряженно-деформированного состояния

ремонтируемого участка нефтепровода.....................................17

5    Определение расчетного сопротивления стенок ремонтиру

емых участков нефтепроводов с учетом различных дефектов к старения металла труб......*......... 23

6    Проверка прочности и устойчивости ремонтируемых

участков нефтепровода................................................................25

7    Список использованных источников..........................................28

Приложения:

А Текст компьютерной программы. Исходные данные н

результаты расчета........................................................ 30

Б Пример расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода.......................................................39

В Ориентировочные технологические параметры при

капитальном ремонте магистральных нефтепроводов.............45

Г Значения коэффициентов влияния длительности

эксплуатации нефтепровода и его дефектности на расчетное сопротивление стенок труб..........................................................56 1

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ РЕМОНТИРУЕМЫХ ЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ДЕФЕКТОВ, ОБНАРУЖЕННЫХ ПРИ ДИАГНОСТИЧЕСКОМ ОБСЛЕДОВАНИИ

РД 39-00147105-016-98

Вводится взамен:

Методики расчета на прочности и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода диаметром 219-1220 мм.

Уфа: ВНИИСПТнефть, 1976.

РД 39-30-451-80. Руководства по расчету на прочность участка подземного трубопровода диаметром 1020 и 1220 мм при ремонте без подъема. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980.

Срок введения с 01.09.1998 г.

Настоящая Методика предназначена для расчета на прочность и устойчивость ремонтируемого участка магистрального нефтепровода при определении основных технологических параметров ремонтной колонны с учетом дефектов в стенках труб и старения нефтепроводов, снижающих несущую способность, с учетом особенностей проведения ремон тных работ.

В Методике рассмотрены поперечные и продольные нагрузки, возникающие при проведении ремонтных работ, взаимодействие нефтепровода с грунтом, значения изгибающих моментов н прогибов вдоль всего ремонтируемого участка.

Основные технологические параметры проведения работ при капитальном ремонте определяются с учетом данных дефектоскопического обследования.

Все технические мероприятия по подготовке и обеспечению противопожарных и безопасных условий проведения ремонтных работ

4

осуществляются согласно действующим нормативно-техническим документам.

Область применения настоящего документа — магистральные нефтепроводы, относящиеся к АК "Транснефть".

Методика не распространяется на нефтепроводы, проложенные в условиях болот, горной местности, в районах с сейсмичностью более? баллов, в районах горных выработок.

5

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1    Основной целью расчета нефтепроводов на прочность и устойчивость является обеспечение безопасности ведения ремонтных работ н определение условий безаварийной эксплуатации нефтепровода.

1.2    Проверка прочности ремонтируемого участка нефтепровода заключается в сравнении расчетного сопротивления стенки трубы (с учетом старения п наличия различных дефектов) с расчетными напряжениями, возникающими при ремонте и в лослсрсмонтный период.

1.3    Вскрьггый участок нефтепровода, представляющий собой неразрезную балку, подвергается изгибу иод действием собственного веса и веса ремонтных машин. Вследствие значительных продольных сил от температурных воздействий и внутреннего давления вскрытый участок нефтепровода находится в условиях продольно-поперечного изгиба.

1.4    При ре моте магистральных нефтепроводов опасность представляют следующие факторы:

—    дефекты в стенках труб и в сварных стыках;

—    механические напряжения в стенке нефтепровода, вызванные давлением нефти, внешними воздействиями со стороны грунта и ремонтных механизмов, остаточными напряжениями, напряжениями из-за изменений температуры стенки трубы;

—    изменения механических характеристик металла труб нефтепровода в результате длительной эксплуатации (старение металла).

1.5    Механические напряжения в стенке нефтепровода, возникающие в процессе ремонта, как правило, имеют следующие составляющие:

—    напряжения от упругого изгиба нефтепровода;

—    напряжения, вызванные конструктивными особенностями участка;

—    напряжения от воздействия внутреннего давления в нефтепроводе;

—    напряжения от перепадов температуры в процессе ремонта;

—    ремонтные напряжения, возникающие вследствие подкопа, засыпки и уплотнения грунта, воздействия ремонтных механизмов и других операциях.

1.6    При совместном воздействии всех этих напряжений в процессе ремонта и дальнейшей эксплуатации нефтепровод должен находиться в безопасном состоянии, исключающем потерю устойчивости,

6

пластическое деформирование с образованием вмятин я гофр, разрыв трубы.

1.7 Исходные данные для выполнения расчетов предоставляет эксплуатирующая организация (ОАО МН). Эти данные содержатся в следующих документах:

—    отчеты по диагностическому обследованию заданного участка нефтепровода, включая внутритрубное и дополнительное внешнее обследование;

—    проектно-сметная документация данного участка нефтепровода;

—    ведомость фактической раскладки труб по нефтепроводу для данного участка;

—    технические характеристики используемых ремонтных машин и механизмов (подкапывающей, очистной, изоляционной, грузоподъемных механизмов).

7

2 КЛАССИФИКАЦИЯ РАСЧЕТНЫХ СХЕМ НАГРУЖЕНИЯ РЕМОНТИРУЕМЫХ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДОВ

2Л В Методике рассмотрены технологические схемы выборочного и капитального ремонта.

2.2    Расчет на прочность и устойчивость ремонтируемого участка нефтепровода включает определение и анализ значений изгибающих моментов, прогибов и осевых усилий в сечении нефтепровода.

2.3    На основе обобщения технологических схем ремонта, протя-жениости ремонтируемых участков приняты типовые расчетные схемы, которые приведены в табл.2.1. Принятые в схемах обозначения: G,, С2, G3 — вес ремонтных машин; Rj, R2, R3 — усилия грузоподъемных механизмов.

Расчетная схема “1    ‘

ТАБЛИЦА 2.1

1

$

Q

а

О ^ *■*

Й

!_ L

" —---э-

2

Характеристика и область применения _

Нефтепровод вскрыт, подкопан для обеспечения ра-

-гт-.............. боты ремонтных машин.

Концы ремонтируемого участка защемлены в грунте.

Нефтепровод вскрыт длиной М+21-2 подкопан на длине 1} для обеспечения работы ремонтных машин. Концы ремонтируемого -УГ~    участка вскрыты длиной U

^я    до нижней образующей!

что уменьшает максимальное напряжение в сечении нефтепровода (и соответственно увеличивает длину Ц}и позволяет дополнительно обследовать техническое состояние участков, прилегающих к ремонтируемому.

8

к**

\11

ГЖ*

4

4

t

& xJ /#' з? d м? ле 41,

Ч

ц

ч


Участок, прилегающий к узлу линейной арматуры. Нефтепровод вскрыт на длине Lj-fU+lj, подкопан на длине I, Д.3.


4

""ЯГУ

•?

vn [.....

* У......У"

t

t

t У

ф

лу Ж Ж /уу л* лУ . t Li !

5

1

"?ГатЯ"т

Ц ^ ^1


Ремонт, выполняемый циклическими захватками

без применения промежуточных опор. Шаг захватки равен L


Вскрытие нефтепровода осуществляется с оставлением грунтовьк опор.


эг-у

ч 1_

......... pr

У.....>У“

Л- "jr

К

л >

JF 9 9 9 ^ ^ <&-

4


Ремонт нефтепровода без применения подъемных средств. Применяется в основном для нефтепроводов, не имеющих дефектов стенки трубы при сплошной замене изоляционного покрытия


6,.Gf Й, й(, Rj. Ц.

fTT

T F.....'3?"

><

4

* <V * M 3 3 W 3* uy ~3

. Ц .

M


Ремонт нефтепровода с подкопом и с поддержкой грузоподъемными механизмами


9


1