Файл: Емельянов Илья Степанович реконструкция внешнего газопровода днсв1 Усинского нефтяного месторождения до точки врезки Реферат.docx

3 Механическая часть

3.1 Расчет трубопровода на прочность

Расчёт на прочность трубопровода проводится согласно СНиП 2.04.12-86. Данный свод правил распространяется на трубопроводы различного назначения номинальным диаметром до 1400 включительно, предназначенные для транспортирования жидких и газообразных сред с температурой от минус 70 °С до плюс 450 °С включительно, и устанавливает требования к расчету их на прочность и устойчивость [4].

Кольцевые напряжения, возникающие только от внутреннего давления, определяется по формуле:

, (45)

где n – коэффициент перегрузки от давления, принимаемый равным n=1,15.

Рассчитаем кольцевое напряжение по формуле (45):



Продольные напряжения, которые возникают от Р и Т, можно рассчитать используя выражения:

, (46)

где - продольное напряжение от давления можно найти:

, (47)

где  - коэффициент Пуассона ( =0,3).

Тогда по формуле (47) принимает значение:



Продольное напряжение от температуры найдём по формуле:

, (48)

где Е - модуль упругости, ;

 - коэффициент температурного расширения, .

Продольное напряжение от температуры:

.

Так как продольное напряжение имеет знак минус, то это означает наличие продольных осевых растягивающих напряжений.

Общее продольные напряжения, которое найдём по формуле (46), принимает значение:

---

Также необходимо провести проверка прочности. Расчетное сопротивление материала труб растяжению или сжатию можно найти по формуле:

, (49)

<sub>где m - коэффициент условий работы (зависит от категории трубопровода), m=0.75;

К1 - коэффициент безопасности по материалу (зависит от характеристики трубы и марки стали), К1=1,47 (для 17Г2СФ);

Кн – коэффициент надежности (зависит от диаметра трубопровода, рабочего давления, вида перекачиваемого продукта), Кн=1,1;</sub>

нормативное сопротивление трубной стали принимается равным временному сопротивлению :



Таким образом расчетное сопротивление материала труб растяжению или сжатию принимает значение:



Условие прочности проверяются по условию:

, (50)

где ₂ – коэффициент, учитывающий двуосное напряженное состояние металла трубы.

При растягивающих продольных напряжениях, если , то

Тогда условия прочности, используя формулу (50) принимают вид:

58,2259,74.

Из этого следует, что условия прочности выполняются.

3.2 Расчет деформации газопровода

Расчёт деформации газопровода является важной задачей, так как газопроводы являются сложными техническими объектами, и к ним устанавливают повышенные требования по надежности и безопасности [9].

Газопроводы являются протяженными разветвленными техническими системами, которые имеют огромное разнообразие конструктивно выполненных участков, грунтово-геологических условий и способов прокладки.

Для того, чтобы оценить надежность газопровода необходимо составлять структурные схемы газопровода путем разделения его на участки, в пределах которых конструкция системы и условия ее работы на прочность сопоставимы. Такие участки должны представлять опасность, при их работе на прочность.

---

К причинам разрушения линейной части газопровода можно отнести [8]:

• повреждение трубопровода при эксплуатации;

• строительный брак;

• некорректность существующих норм по проектированию в части учета реальных условий нагружений газоопровода.

Расчёт на прочность стальных трубопроводов производится в соответствии со СНиП 2.04.12-86, который требует проводить прочностной расчет на основе всех нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопроводов в соответствии с правилами строительной механики. Данный СНиП указывает все правила расчета напряжений, которые вызваны давлением продукта, температурным перепадом и поперечным изгибом. Однако, учет влияния остальных сил, продольных и поперечных перемещений не расшифрован.

Одной из причин расхождения проектных и реальных условий эксплуатации участка перехода трубопровода является отклонение пространственной геометрии трубопровода.

Причинами отклонений могут быть:

1) технология прокладки;

2) температурный перепад по длине трубопровода;

3) движение грунта.

Рассмотрим влияние точности измерения прогибов трубопровода в траншее на его напряжённо деформированное состояние (НДС). При изменении положения трубопровода в траншее кроме напряжений, которые связанны с давлением и температурой потока появляются также изгибные напряжения, величину которых можно определить по прогибам трубы. Но также существует вероятность инструментальной погрешности, которую необходимо учитывать при определении подлинного положения трубы. Ещё большая погрешность появляется, когда используются упрощенные модели, с помощью которых описывается напряжение трубы, вызванное её изгибом.

Таким образом перемещение трубопровода в упругой зоне деформации можно описывать упрощенным уравнением движения. Так можно считать:

• 
  процесс деформации трубы не зависит от времени, данная зависимость дискретна;
  
• 
  скорость, давление и масса потока не имеет зависемости от пространственных координат;
  
• 
  также можно не учитывать нагрузки, которые зависят от перемещения трубы и от её производных.
  

Используя данные упрощения уравнение движения трубопровода можно записать в следующей форме:

C  у = f (s), (51)

---

где s – это координата, которая направленна вдоль оси трубопровода,

у – вектор перемещения трубопровода,

f (s) – вектор внешней нагрузки;

С – является матрицей жесткости трубопровода.

Внешние нагрузки можно разделить:

• 
  нагрузку, которая распределена по всей внутренней поверхности трубы, она вызвана давлением транспортируемого потока;
  
• 
  нагрузку, которая распределена по внешней поверхности трубы, и приводит к изгибу с числом волн, равном единице.
  

Распределенная нагрузка, которая распределена по всей внутренней поверхности трубопровода, можно определить с помощью характеристик технологического процесса, в связи с этим она является контролируемой. Нагрузка, которая распределена по внешней поверхности газопровода, может быть связана, с условиями эксплуатации, но она изменяется случайным образом. Такая нагрузка приводит к изгибу трубы, а значит изменение условий эксплуатации может привести и к изменению НДС трубы.

В таблице 3 представлены фактические отметки 2019 и 2020 года, а также разница высотных отметок.

Таблица 3 – Фактические отметки 2019 и 2020 года

N сечения	Фактические отметки 2019			Фактические отметки 2020			Y1- Y2, (М)
	X1, (М)	Y1, (М)	Z1, (М)	X2, (М)	Y2, (М)	Z2,(М)
1	0	98.7	0	0	98.7	0	0
2	6	98.3	0	6	98.256	0	0.0443
3	14	97.9	0	14	97.794	0	0.106
4	20	97.8	0	20	97.652	0	0.1483
5	23	97.8	0	23	97.638	0	0.1622
6	28	97.9	0	28	97.74	0	0.16
7	31	98	0	31	97.861	0	0.1393
8	34	98.2	0	34	98.092	0	0.1082
9	38	98.3	0	38	98.248	0	0.052
10	41	98.7	0	41	98.686	0	0.0138
11	42	98.9	0	42	98.9	0	0

---

Используя данные из таблицы 4 построим график положения газопровода в 2019 и в 2020 году. График положения газопровода в 2019 и в 2020 году, представлен на рисунке 4.



Рисунок 4 - График положения газопровода в 2019 и в 2020 году

Таким образов в газопроводе возникают перемещения, в следствии которых возникают напряжения, максимальное из таких напряжений равно 279,4 МПа.

Но возможно следующие причины, которые были способны привести к такому результату. Во-первых, для проверки возможности расчета напряжений изгиба, использовались отдельные результаты проведенных измерений. Также расчёт положения упругой линии газопровода был проведён при допущениях:

• 
  граничные условия в сечении соответствуют идеальному шарниру;
  
• 
  между сечениями отсутствует какое-либо воздействие на внешнюю поверхность трубы.
  

Предположим, что такие деформации являются температурными, и были вызваны перепадами температуры. В таблице 4 представлены данные о реальном перемещение газопровода по вертикали, а также вертикальные перемещения газопровода, которые были вызваны перепадами температуры на +20⁰С.

Таблица 4 – Перемещение газопровода

Сечение	Реальное перемещение	Перемещение от перепада температуры
1	0	0
2	-0.0443	-0.0221
3	-0.106	-0.0452
4	-0.1483	-0.0523
5	-0.1622	-0.0523
6	-0.16	-0.0467
7	-0.193	-0.0402
8	-0.1082	-0.0313
9	-0.052	-0.0167
10	-0.0138	-0.0042
11	0	0

Из таблицы 4 следует, что, полученная разность перемещений, не может быть вызвана в результате перепада температур.

Таким образом, можно сделать вывод, что полученный выше результат, может является следствием перемещения двух узлов на встречу друг другу на расстояние 17,4 миллиметров для каждого. В таблице 5 представлены данные о перемещение от сдвига крайних узлов.

---