МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫХ ДАВЛЕНИЙ В ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ РД 39 - 30 -1090 - 84

1985

Министерство нефтяной промышленности

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧШ-ИССЛВДОЗАТЕЛЪСКИЙ ИНСТИТУТ ПО СБОРУ, ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОРТ? НЕФТИ И НЕШПРОДШОВ

(ВНИШГГкефть)

Утвержден начальником управления

О.Ы.Байднкойьм 12.04.84

тюводдай документ

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПРЩАЬНО ДОПУСТИШГ ДАВЛЕШЙ В ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ ЖСПШТИРУЕМЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 39-30-1090-84

Уфа-1965

10

ЛИТЕРАТУРА

1.    Ярами* технической яксолуатацик магистральных нефтепроводов. (РД 39-30-117-78Щ.: Недра, 1979.

2.    Магистральные трубопровода. Норш проектирования (СНиП 0-45-75>-М.: Стройиздат, 1975.

3.    Методике расчета на прочность участков газопроводов во замерам высотного поломеиия оси. Тинень. Тииеньниврогаа, 1977.

4.    Инструкция по контрол» аа строительством, вряемхе я ахс-плуатации подводных переходов магистральных нафте- я продуктопро-водов.-1.: ВНИИОЭНГ, 1976.

5.    Демидович В.В. Восстановление функция я ев проивводювс по вкспериментальной информации'*, выл. 71.» МГУ, 1967.

6.    Глаеко В;Б., Эаихин П.Н. О программе регулирухцего алгоритма для уравнения Фредгольма первого родя. Сб. "Вычислительные метода и программирование¹*, выв. У, МГУ, 1966

Приложение I

ПРОГРАММЫ ДЛЯ РАСЧЕТА КАПШЕНИЙ ИЗГИБА

В ПОДВОД» ТРУБОПРОВОДАХ

ПДЛ* Назначение программы

Программа предназначена для определения напряжения изгиба г поперечных сечениях трубопроводе. Исходной информацией дяя расча-

тов является массив высотных отметок

верхней образующей трубы. По зтим данным определяются вторые проиа-водные , через которые вычисляется напряжение изгиба

С1ЛЛ

ставленной задачей, решение которой возможно лишь специальными методами.

В настоящей программе реализован алгоритм, основанный т методе регуляризации А.Н.Тихонова, согласно которому задача восстановления вторых производных сводится к решению интегрального уравнения с регуляризущим параметром &

Алгоритм реализован для ЭВМ ЕС-1020 на языке фортран Ц для ЭВМ "Нажри-Й^ на языке АЛ, йоге приводится описание регуляризующе-го алгоритма и программ*

П.1.2. Описание алгоритма вычисления вторых производных Метод регуляризации приближенного решения интегральных уравнений основан на вариационном приюуше, согласно которому вторые

14

Однако опыт эксплуатации программы показал, иго этот критерий дня реальных трубопроводов не работает, поэтому предлагается в качестве окончательного решения выбирать решение при значении параметра [A SJ , когда график полученных вторых производных из пилообразного становится гладким,

ПЛ»3. Описание программы для ЭШ ЕС-1020

ЛЛ.ЗЛ. Ввод исходной информации

Перечень вводной информации дан в таблице П.1 Л, Ограничения на размеры массивов следующие /2 ^ 50. Число разных значений параметра регуляризации oi ^ 50.

Пакет исходных данных формируется следующим образом:

-    первая карта содержит одно число:

1)    количество точек измерений ^

~ вторая карта содержит три числа:

2)    диаметр трубы - J)

3)    длина исследуемого участка трубопровода - В

4)    шаг измерений по оси X~~F

-    третья карта содержит два числа:

5)    начальное значение параметра регуляризации - Е

6)    конечное значение параметра регуляризации - ЕХ

-    далее идут одна или несколько карт, содержащие ординаты точек наблюдений

Таблица ПЛЛ.

15

---г I ! г !- ? 3 1- ! 4 2.    Диаметр трубы 3.    Длина по оси X исследуемо- I Fb.i го участка трубопровода В F 6.2 4.    Шаг измерений по оси X 5.    Начальное значение пара- F Рь.г метра регуляризации 6, Конечное значение парапет- Е Е 5,0 ра регуляризации 7. Массив ординат точек наб- Е I Е 5,0 Данный фор- людений У(Х£ и 26F3.I матный код

необходимо менять, если данные не соответствуют этому формату

ЛД.3.2. Печать результатов

Перечень выводной информации дан в таблице НЛ.2

Таблица ИД .2

Наименование реквизита	|0бозначе-;ние в j программе	т ? ! 1	Выводной формат	-1- ! Примечания f
	1	!		!
I	! 2	?	3	1 4
I. Печатаются входные данные	-		«а
2. Значение параметра регуля-
ризации О'	Е		F 12.0
3. Параметр, характеризующий
правильность решения системы	I ZR		15	если J£/?*Q
линейных уравнений				то система
				ре-

-г I 1	2	Н- ! 3	- f 4
			шена верно l£R>0 возможна потеря точности
4. Массив значений второй
производной в точках Xj	R	ЮЭ 12.4
5. Массив напряжений изгиба
8 точках X; 1»	бт	10 Е12,4*
6. Массив значений корм для	F0		печатается после последнего шага •по#'

ПЛ.3.3. Используемые подпрограммы

В программе используется программа решения систем линейных уравнений U6£l G из пакета прикладных программ фортрана ДОС ЕС

ЭВМ.

Замечание. При запуске программы необходимо в управляющих операторах ставить операторы AS&GNJLBL £АШГ, которые определяют личную библиотеку объектных моделей* в состав которой входит программа DGELG.

ПЛ.3.4. Контрольный пример

Для контрольного примера взяты следующие данные:

I) число наблюдений    /У *26

?Л диаметр трубы    J) **0,72 м

3)    длина исследуемого участка В*280 м

4)    яаг измерений по оси X :    ^*20 м

5)    начальное значение параметра регуляризации 2* 10°

17

A

6) конечное значение параметра регуляризации Е * 10°

- ординаты точек наблюдения следующие И(1) : 5_t3 5,2 4,9 4,3    3,7    3,0    2,3    1,7    1,1    0,6    0,3    0,1    0,1 0,3 0,6 1,1

1,7    2,5    3,4    4,4    5,5    6,5    7,5    8,4    9,0    .

ПЛ.4. Описание программы для ЭВМ ”Накри-2"

ПЛ.4 Л. Описание алгоритма

Эта прогрета отличается от прогреты для ВС ЭШ только тем, что может обрабатывать ровно 15 наблюдений. Если на обрабатывав* мом участке более 14-ти точек измерения высотного положения верхней образующей трубопровода, то необходимо разбить участок на части , содержащие по !5 измерений. При этом удобно для лучюей стыковки результатов на соседних частях, делать разбиение так, чтобы они пересекались. Опыт использования программы показал, что наиболее удобнда является разбиение, когда пересечение соседних частей составляет 5-6 точек измерения*

ПЛ.4.2. Ввод исходных данных CONSUL_%

В данной программе осуществляется бесформатный ввод данных.

Он выполняется в следующей последовательности;

1.    Вначале вводятся 2 значения Расстояние между замерами - ы Диаметр трубы -2?. см

2.    Затем вводятся 15 значений высотного положения трубы

/л;** о,1 ...14

3.    Затем L раз вводится значение регуляриэудаего параметра £_ч При этом ввод очередного значения параметра в осуществляется после того, как будут напечатаны результаты расчета предыдущего значения £ .

ПЛ.4.3. Печать результатов В данной прогремев на печать видаются значения второй производной

18

и напряжения изгиба б^* При этом первые 3 и последние 4 вначе-ния не печатаются, так как эти крайние значения является неверными в силу действия краевых аффектов*

ПЛ.4,4. Контрольный пример

Для контрольного примера взяты следующие данные; h * 5 м D - 0,72 м

- ординаты точек наблюдения следующие: 53,0 52,985 52,97 52,955 52,94 52,925 52,91 52,885 52,90 5?,065 52,85 52,75 52,64'52,53 52,42.

П.1.5* Аналитический расчет напряжений изгиба Напряжение изгиба при отсутствии ЭВМ вычисляются по форму*

пт:

(1.15)

где    *    отметки    верхней    образующей    трубы,    приня

ты в следующей последовательности:

_л_Лш.

/l - ear замеров*

Точность расчета в пределах 5-8J.

Настоящая методика предназначена для работников, занимающих-ся эксплуатацией магистральных трубопроводов, к позволяет определить предельно допустимое давление ьефти с учетом режима эксплуатации подводного нефтепровода и фактического изогнутого положения участков перехода.

Документ разработан Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов совместно с Тюменским индустриальным институтом имени Ленинского комсомола.

Ответственные исполнители от ВНШШнефть: к.т.н. Хайруллин Ф.Г., к.т.н. Идрисов Р.Х.,* от Ломейского института имени Ленинского комсомола: к.т.н, Колосова Н.М., к.т.н. Дорошенко А.А.

Исполнители: Дорошенко С,И., Богданова А.Н., Осипова Л.А., Пинигина Л.Г,, Яблонский ЮЛ.» Гакова Н.М., Комлева Н.А,

шоводедй ДОКУМЕНТ Методика расчета предельно допустимых давлений в подводных переходах эксплуатируемых нефтепроводов РД 39-30-1090-64

Вводится впервые

Приказом Главтранснефти » .J6 о* -ЛЬОbJftJU

срок введения установлен с 01.07.85 г»

Срок действия до 01.07,90 г.

Настоящая методика предназначена для работников, эксплуатирующих магистральные нефтепроводы, и служит дяя расчета предельно допустимых давлений в подводных нефтепроводах»

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

IЛ. Согласно 1Д 39-30-Ш-7В "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" /1/ все участки нефтепроводов, в том числе подводных переходов, долины соответствовать проектному положению, плотно опираться на основание при любом реально возможном режиме эксплуатации.

1.2.    Основой расчета предельно допустимых давлений ш эксплуатируемых подводных нефтепроводах является ггсдоженке СНкЛ П-45-75 /2/.

1.3.    С цель» обеспечения надежности работе подводных переходов через реки необходимо весте контроль аа деформацией русловых процессов и относительным положением трубопровода /I/.

1.4.    Обследование подводной части перехода долине производиться в соответствии с "Инструкцией по контрол» за строительст-

4

во*, приемке и эксплуатации подводных переходов магистральных иефте- и продуктопроводоа* ао утвержденному графику. Результаты обследовании заносятся а паспорт или формуляр подводного перехо-да и дзет возможность оценить состояние подводных переходов. Для сценки напряженного состояния подводных нефтепроводов таких данных недостаточно.

1.5.    Настоящая методика позволяет определить предельно допустимое давление в конкретных подводных нефтепроводах с учетом режима эксплуатации нефтепровода и фактически изогнутого положения участхов перехода.

Методика применяется для участков подводных нефтепроводов, зашманрх стабильное пояснение в закрытой траншее, а также для разминх я провисших участков подводных нефтепроводов.

1.6.    Для участков подводных нефтепроводов, аанхмащщих про ектное пол.„ение, т ряду факторов, имеющих перенапряженное состояние, а также'для размятых я провисших участков подводных нефтепроводов должны быть определены все нагрузки и напряжения, возни-хающие в подводном нефтепровода*

г. ЯАЙУЭЙИ И НАПРЯЖЕНИЯ В ЭКШУАТИШМОМ ПОДВОДНОМ НЕОТШРОВСда

2.1. Нормативное додаете в нефтепроводах, в том числе на участках подводных переходов устанавливается проектом. Однако при эксплуатации подводных переходов нефтепроводов в ряде случаев воэткает необходимость определять предельно допустимое давление в трубопроводе.

Это необходимо в случаях отступления от проектного профиля яри прокладке, при продолжительной эксплуатации подводных переходов, при необходимости г.ояагния давления в нефтепроводе до

5

паспортного _v появлении раздетое и провисших участков на подвод-ном переходе, в случае ремонта подводных переходов без остановки перекачки.

2.2.    Согласно СНкП Л-45-75 нормативный температурный перепад в металле стенок труб подводного перехода следует принимать равным разнице между максимально возможной температурой в процессе эксплуатации и фактической температурой, при которой фиксируете* расчетная схема подводного нефтепровода,

В приведенных ниже таблицах 1,2,3,4,5 температурный перепад принят равным Afc « ♦ 40°С.

2.3,    Кольцевые напряжения в подводных нефтепроводах от расчетного внутреннего давления равны :

(I)

П - коэффициент перегрузки рабочего давления (нормативного) табл, 12 /2/ ;

Р - рабочее (нормативное) давление» МПа ;

3* - внутренний диаметр, и ; б - номинальная толщина стенки трубы , и.

2.4,    Нормативное сопротивление fi_g растяжению (сжатию) металла труб я сварных соединений следует принимать равны* минимальному значению предела текучести бу по государственным стандартам и техническим условиям на поставку труб.

2.5.    Расчетные продольные напряжения а стенках труб, возникающие от действия температурного перепада и внутреннего давления равны :

<1г *&t£ *-si6_g4, h'flo

й - коэффициент линейного расширения металла труб ;

6

£ * модуль упругости материала трубы, 2,1 х 10® МПа ;

_ьи - коэффициент поперечной деформации, 0,3,

2.6. Напряжения, возникающие в подводном нефтепроводе при упругом нагибе"

4 - наружный диаметр подводного трубопровода, ы ; р - проектный радиус упругого ивгиба, и ;

У* - найденные по методу регуляризация вторые про изводные функции прогиба.

2.7. Для участков подводных нефтепроводов, эанимаицих проектное положение, напряжение изгиба определяется по проектному радиусу согласно СНиП П-45-75.

Если разнив участков незначительный и труба плотно прилегает к основами», то напряжение изгиба также определяется по проектному радиусу, В случав, если фактическое состояние участка подводного нефтепровода не совпадает с проектным профилем, то напряжение изгиба следует определять по формуле 4. Лри этом у* определяется путем восстановления по массиву высотных отметок    :

у - высотные отметки по верхней образующей трубы, м ;

A_t - шаг замеров по верхней образующей трубы, и ;

А - принимается равным 10 Д_н.

Программы для расчета у*₎    на ЭВМ прилагаются. При

мер расчета и порядок расчета напряжений изгиба методом регулярными приводится подробно в /3/ "Методика расчета на прочность участков газопроводов по замерам высотного положения оси".

7

2,8. При наличии значительных провисших участков подводных , нефтепроводов и больших скоростях водного потока в стенках труб дополнительно возникает напряжение от действия вертикальной и горизонтальной составляющей гидродинамической силы» а также в связи с дополнительным изгибом трубопровода из-за его отрицательной плавучести.

В расчетных таблицах 1,2,3,4,5 такое дополнительное напряжение не учитывается, так как на подводных переходах ^НЗ и СЭС данные скорости водного потока очень малы,

2.9» В целом в эксплуатируемом подводном нефтепроводе возникают напряжения от действия внутреннего давления нефти, температурного перепада, упругого изгиба.

3. РАСЧЕТ ПРДОЫЮ ДОШГСТИМСГО ВЯП

3.1.    Согласно "Правилам технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" /I/ подводные перехода нефтепроводов не должны иметь размытых и провисающих участков. Однако при эксплуатации подводных переходов такие участки возникают. Для решения вопроса о дальнейшей эксплуатации таких подаадиых переходов нефтепроводов или для назначения сроков ремонта щ выбора технологии ремонта должны быть выполнены расчеты фактического н&пряжетого состояния этих участков подводных нефтепроводов.

3.2.    Проверка деформаций подводных нефтепроводов выполняется согласно разд. 8 СНиД П-45-75 из условия;

8

бщ~ кольцевые напряжения от нормативного давления» МПа ;

С - коэффициент, зависящий от категории участка трубопровода

/2/ ;

Kff - коэффициент надежности ;

% ~ коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, равен

Максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий;

4г^^<-4Г    <»,

у

R_t - нормативное сопротивление металла трубопровода, МПа,

3.3. Для определения предельно допустимого внутреннего давления удобно строить графики зависимости продольных напряжений

* Д^0ПУ^СТИМЫХ напряжений [9]ф от внутреннего давления, находим области, в которых удовлетворяется условие деформации

> [б]    .    Точка    разграничения этих областей

дает максимальное внутреннее давление при эксплуатации участков подводного перехода» соответствует предельно допустимому внутреннему давлению при данном профиле.

На рис, I построены указанные графики и найдено предельно допустимое давление, равное 2,8 МПа.

Для практического пользования выполнены расчетные таблицы 1,2,3,4,5 для всех диаметров нефтепроводов с различными грозност-

9

ювя xapampMctmaMi стеле*.

P*e. I. Определите предельно допустимоre мутрениго давления не подводном переходе р. Демьянка (В яте) н/п НижтварговсхЧ^уртан^в&да»«