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.
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».
Документ отменен письмом ОАО "АК "Транснефть" № 04-12/2230 от 28.12.2009 г.
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
Дата введения | 01.09.1998 |
---|---|
Добавлен в базу | 01.09.2013 |
Завершение срока действия | 28.12.2009 |
Актуализация | 01.01.2021 |
22.06.1998 | Принят | Госгортехнадзор России | 10-14/318 |
---|---|---|---|
06.07.1998 | Утвержден | АК Транснефть | |
Разработан | ИПТЭР |
Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:
: Jf-й '¥§} |
/V |
*л |
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 | ||||||||||||||||||||
|
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:
где Е - модуль упругости (для стали Е^Об'Ю5 МПа); д - коэффициент Пуассона (для стали д=0,3).
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 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
13 |
Продолжение таблицы 3.2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
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 | ||||||||||||||||||||||||||||
|
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:
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)
(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
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
1.1 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
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
| ||||||
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. | ||||||||||||
|
Ремонт нефтепровода с подкопом и с поддержкой грузоподъемными механизмами
9
1