ПОРЯДОК ПРОЕКТИРОВАНИЯ И МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

41.49M

Категория:

Промышленность

Похожие презентации:

Технологический расчет магистральных нефтепроводов

Магистральные трубопроводы

Инженерно-гидрометеорологические изыскания. Тема 6. Изыскания магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы

Магистральные трубопроводы. Лекция №1

Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов

Причины аварий и осложнений на магистральных трубопроводах и методы их ликвидации

Магистральные трубопроводы. Порядок проектирования и механический расчет магистральных трубопроводов

1. Магистральные трубопроводы

МАГИСТРАЛЬНЫЕ
ТРУБОПРОВОДЫ
Лекция №2

2. ПОРЯДОК ПРОЕКТИРОВАНИЯ И МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Магистральные трубопроводы.
Лекция №2

Создание
объекта
строительства
осуществляется
в
непрерывном инвестиционном процессе с момента возникновения
идеи до сдачи объекта в эксплуатацию. Неотъемлемой частью
этого процесса являются проектные работы.
Началу проектных работ предшествуют предварительные
изыскания и исследования. В ходе них должны быть собраны
сведения о ранее выполненных инженерных изысканиях и
исследованиях, данные об осложнениях, наблюдавшихся в районе
строительства трубопровода (природные и техногенные аварийные
ситуации)

5.

Первый этап начинается с разработки ходатайства (декларации)
о намерениях, которое составляется заказчиком или по его
поручению проектной организацией на договорной основе.
Ходатайство (декларация) о намерениях разрабатывается на
основании:
рекомендаций, принятых в схемах развития трубопроводного
транспорта на ближайшую перспективу;
материалов
предварительных исследований и изучения
перспективной потребности и мощности сырьевой базы нефти или
газа с учетом разведанных и утвержденных запасов;
возможности сбыта на внутреннем и внешнем рынках.

6.

В ходатайстве (декларации) о намерениях должны содержаться:
наименования инвестора и заказчика;
наименование трубопровода, его производительность;
предполагаемые сроки строительства и ввода в эксплуатацию;
намечаемая трасса трубопровода (по материалам изучения
топографических карт);
начальный и конечный пункт трубопровода;
местоположение промежуточных ПС и наливных пунктов;
потребность в земельных, водных и энергетических ресурсах;
потребность в трубах и других материалах для строительства;
численность рабочих и служащих;
возможное влияние на окружающую среду;
стоимость строительства, источники финансирования.

7.

Ходатайство о намерениях представляется заказчиком на
рассмотрение органам исполнительной власти.
По результатам положительного рассмотрения органами
исполнительной власти ходатайства (декларации) о намерениях
заказчик принимает решение о разработке обоснования инвестиций
в строительство.

8.

В состав второго этапа проектных работ по обоснованию
инвестиций входят:
принятие основных решений по трубопроводу, включая его
производительность и перспективную потребность;
определение потребности в необходимых ресурсах и источников
их получения;
анализ
вариантов трасс трубопровода с обоснованием
выбранной трассы и краткая ее характеристика;
установление
сроков и очередности строительства, его
организации;
определение потребности в трудовых ресурсах;
определение
стоимости строительства (по аналогам и
укрупненным показателям);
оценка эффективности инвестиций и уточнение возможных
источников их финансирования.

9.

На основании материалов обоснования инвестиций и
предварительного согласования с органами исполнительной власти
места расположения трассы производится оформления акта
выбора земельных участков трассы и площадок перекачивающих
станций под строительство.
Необходимо отметить, что работа по обоснованию инвестиций
выполняется, в основном, на основании изучения топографических
карт, а также карт-схем природных компонентов (почвенных,
геоботанических, геологических, животного мира и др.). Полевые
технические изыскания производятся при этом в минимальном
объеме при прохождении трассы нефтепровода в особо сложных
условиях.

10.

На третьем этапе проектных работ осуществляется разработка
ТЭО
—
технико-экономического
обоснования
(проекта)
строительства трубопровода. ТЭО является основным проектным
документом на строительстве трубопровода. Оно выполняется на
основе одобренных обоснований инвестиций в строительство, при
наличии утвержденного решения о предварительном согласовании
места размещения объекта и материалов инженерных изысканий,
собранных на предварительном этапе. Если этих материалов
недостаточно, то в ходе разработки проектной документации
должен быть выполнен комплекс топографических, инженерногеологических и гидрологических изысканий, а также охранных
археологических исследований в зоне строительства трубопровода.
Данные работы должны выполняется специализированными
подразделениями проектировщика и другими организациями.

11.

Проектная
документация
разрабатывается
преимущественно на конкурсной
основе, в том числе через торги
подряда (тендер).
В
ТЭО
(проекте)
детализируются
решения,
принятые в обоснованиях, и
уточняются основные техникоэкономические показатели.
Откат – денежный
эквивалент
благодарности за то,
что в тендере выбрали
именно нашу фирму
Тендер –
чемпионат
отрасли по
откатам

12.

Детализация решений по трассе трубопровода и площадкам ПС
выполняется, в основном, с использованием данных технических
изысканий. При этом уточняются:
протяженность трассы трубопровода и ее плановое положение;
продольный
профиль трассы, позволяющий установить
окончательное местоположение промежуточных перекачивающих
станций;
створы
подводных переходов, переходов железных и
автомобильных дорог, их техническая характеристика;
геологические свойства грунтов;
ведомость угодий, пересекаемых трассой трубопровода, а также
другие данные, позволяющие уточнить решения, заложенные в
обоснованиях.

13.

Состав работ ТЭО (проекта) аналогичен перечню, приведенному
выше в обосновании инвестиций.
При разработке ТЭО (проекта) помимо детализации технических
решений, заложенных в обоснованиях, особое внимание уделяется
вопросам:
обеспечения надежности и экологической безопасности объекта;
определения затрат на строительство объектов трубопровода и
объектов социального и культурно-бытового назначения;
определения
показателей эффективности инвестиций в
строительство.

14.

В
процессе
разработки
ТЭО
(проекта)
производятся
согласования уточненных по материалам изысканий земельных
участков
под
строительство
объектов
магистрального
трубопровода.
После утверждения и одобрения Государственной экспертизой
ТЭО (проекта) может разрабатываться тендерная документация, на
основе которой участники торгов готовят свои предложения, после
чего на конкурсной основе определяется подрядчик строительства
трубопровода и начинается разработка рабочей документации.
На основе утвержденной проектной документации производится
изъятие уточненных в результате изысканий земель под
строительство трубопровода.

15.

Рабочая документация разрабатывается по согласованному с
заказчиком графику с учетом установленной утвержденным
проектом очередности строительства.
Для
технически
несложных
объектов
магистральных
трубопроводов, строящихся по типовым или унифицированным
проектам на основе утвержденных (одобренных) обоснований
инвестиций в строительство, может разрабатываться рабочий
проект в составе утвержденной части и рабочей документации.
Стадийность исполнения проекта устанавливается заказчиком в
задании на проектирование.

16.

17.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБОПРОВОДОВ

18.

Около 98% трубопроводов укладываются подземно.
Поэтому рассмотрим методику расчета толщины стенки для
этого случая.
Уложенный в грунт трубопровод испытывает кольцевые,
продольные и радиальные напряжения.

19.

Кольцевые напряжения σк возникают под действием
внутреннего давления Р. Величину σк выразим следующим
образом. Внутреннее давление создает на единице длины
трубы разрывающее усилие равное (Dн-2δ)*Р. Ему
противодействует сила сопротивления 2σкδ. Поскольку в
условиях равновесия они равны, то можно записать

20.

Продольные напряжения создаются под действием
внутреннего давления, температуры и изгибающих усилий. Их
величины находятся по следующим выражениям:
Знак «+» при расчете продольных напряжений под
действием изгибающих усилий относится к растягивающим
напряжениям, а «-» - к сжимающим

21.

Таким
образом,
суммарная
напряжений составляет:
величина
продольных
Радиальные напряжения малы и в расчетах не
учитываются. Кроме того, при расчетах на прочность
пренебрегают давлением грунта и воздействием подвижных
нагрузок
(автомобили,
сельскохозяйственные
машины,
строительная техника), так как они незначительны и
компенсируются внутренним давлением.

22.

Вместе с тем необходимо иметь в виду, что магистральные
трубопроводы
кроме
постоянных
испытывают
также
временные нагрузки (в частности, при колебаниях внутреннего
давления).
Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу
предельных состояний. Предельным называют такое
состояние конструкции, при достижении которого ее
нормальная
эксплуатация
становится
невозможной.
Подземные трубопроводы достигают предельного состояния,
когда напряжения в них достигают предела прочности σвр ,
наземные — предела текучести.

23.

С учетом вышесказанного найдем расчетную толщину
стенки трубопровода из уравнения (2.1)
Однако учитывая, что конструкция должна иметь некоторый
запас
прочности,
в
формуле
(2.5)
заменим
величину Р произведением nр*Р (nр — коэффициент
надежности по нагрузке), σк — расчетным сопротивлением
металла трубы и сварных соединений R1 , что дает
Величина коэффициента надежности по нагрузке принимает следующие
значения: nр=1,15 для нефте- и нефтепродуктопроводов, работающих по
системе «из насоса в насос»; nр= 1,1 — во всех остальных случаях.

24.

Расчетное сопротивление металла вычисляют по формуле

25.

26.

27.

Величина δ, найденная по формуле (2.6), округляется до
ближайшего большего стандартного значения (по сортаменту).
В расчете толщины стенки трубопровода по формуле (2.6) не
учитывается величина продольных напряжений. Если они
растягивающие (σпр > 0), то уточнять величину δ, найденную по
формуле (2.6), нет необходимости. Если же продольные
напряжения — сжимающие (σпр < 0), то расчетную толщину стенки
надо находить по формуле

28.

Минимально допустимый радиус упругого изгиба подземных и
наземных трубопроводов определяют из условий прочности
поперечных сварных швов и упругой работы металла труб по
формуле:

29.

Действительные радиусы R упругого изгиба трубопровода в
вертикальной и горизонтальной плоскостях должны быть больше
Rдоп . При R < Rдоп следует применять специальные гнутые вставки
труб.

30.

УТОЧНЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБЫ НА ОТДЕЛЬНЫХ
УЧАСТКАХ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

31.

Магистральные трубопроводы в целом относятся к III или IV
категории. Поэтому при расчете толщины стенки для них
принимают mу=0,9. Однако отдельные участки магистральных
трубопроводов могут иметь иную категорию. Поэтому толщина
стенки на этих участках требует уточнения.
Для уточнения толщины стенки труб на участках I и II
категорий необходимо определить границы этих участков на
местности, по которой прокладывается трубопровод.

32.

Коэффициент условий работы mу=0,75 для участков
нефтепродуктопроводов I и II категории и mу=0,6 – для
участков категории В определяет необходимость создания
повышенного запаса прочности трубопровода по сравнению с
участками III и IV категорий. А это, в свою очередь, ставит
задачу сравнения рабочего давления на отдельных участках
трубопровода с разрешенным по условию создания
требуемого запаса прочности материала труб.
Сравнение
удобно
выполнять
графоаналитическим
методом, при котором на сжатом профиле трубопровода
анализируется взаимное расположение пьезометрических
линий, соответствующих предельным (по давлению) режимам
эксплуатации нефтепровода с так называемой эпюрой
разрешенных напоров в нефтепроводе

33.

34.

Под
эпюрой
разрешенных
напоров
понимается
совокупность всех точек, отстоящих от линии сжатого профиля
на величину максимального напора (в выбранном масштабе
высот), который допустим в трубопроводе по условиям
прочности с учетом материала труб, диаметра и толщины
стенки, а также категории участка нефтепровода.

35.

В том случае, если нефтепровод сооружен из одинаковых труб с
постоянной толщиной стенки, а на трассе отсутствуют участки
повышенной опасности, эпюра разрешенных напоров полностью
копирует сжатый профиль нефтепродуктопровода, только находится
выше его на величину максимально допустимого напора (давления)
в выбранном масштабе высот.
На участках повышенной опасности (категории В, I и II) эпюра
разрешенных напоров также копирует сжатый профиль участка, но
при той же толщине стенки труб расположена ближе к линии
профиля, так как максимально допустимый напор (давление) на
этом участке уменьшается.

36.

Таким образом, эпюра разрешенных напоров, в целом копируя
сжатый профиль нефтепровода, на границах участков различной
категории изменяется скачком. Этот скачок на участках повышенной
категории при неизменной толщине стенок труб и марки стали
направлен вниз, а в случае увеличения толщины стенки трубы или
применения более прочной стали может быть уменьшен, равен
нулю или даже направлен вверх.

37.

Величины максимально допустимых напоров для участков
различных категорий, необходимые для построения эпюры
разрешенных напоров всего нефтепровода, определяются по
формуле
При анализе взаимного расположения пьезометрических линий предельных
режимов эксплуатации нефтепроводов и эпюры разрешенных напоров
принимается решение об изменении толщины стенки труб или применении
более прочных сталей в том случае, если пьезометрические линии предельных
режимов на каком-либо участке пересекаются с эпюрой разрешенных напоров.
Участки, прилегающие к насосным станциям, относятся к категории
повышенной опасности. Поэтому в конце перегона эпюра разрешенных
напоров имеет скачок вниз. Точно такой же скачок будет на эпюре и в начале
перегона, т. е. произойдет пересечение с пьезометрической линией падения
напора.

38.

Поэтому в начале перегона применяют трубу с большей
толщиной стенки или используют более прочную сталь. Значение
новой толщины стенки трубы вычисляется по формуле
Затем оно округляется до ближайшего большего стандартного
значения δ1. При вычислении δ' значение Н’max принимается
равным максимальному напору по пьезометрической линии на
участке пересечения ее с первоначальной эпюрой разрешенных
напоров. Окончательно для полученного значения δ1 по формуле
(2.13) определяется максимально допустимый напор Нmax и
корректируется эпюра разрешенных напоров.

39.

ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ

40.

Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы проверяют на
прочность, деформацию и общую устойчивость в продольном
направлении, а также против всплытия.
Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи)
трубопроводов в продольном направлении производят по условию

41.

Проверку на отсутствие недопустимых пластических деформаций
подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов производят по
условиям

42.

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном
направлении в плоскости наименьшей жесткости системы
производят по неравенству

43.

Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае
пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие
находится по формуле

44.

45.

Величина Ргр вычисляется по формуле

46.

47.

Нагрузка от
трубопроводов
собственного
веса
изоляции
для
подземных

48.

Плотность
мастичной
изоляции может быть принята
равной 1050 кг/м3.

49.

Для ориентировочных расчетов вес пленочного изоляционного
покрытия и различных устройств, которые могут быть установлены в
трубопроводе, можно принять равным 10% от собственного веса
металла трубы, т.е.
Нагрузка от веса нефти (нефтепродукта), находящегося в
трубопроводе единичной длины
Входящая в формулу (2.23) величина сопротивления грунта
продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины

50.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков
подземных трубопроводов в случае упругой связи с грунтом
Если характер связи трубопровода с грунтом не определен, то из
двух значений Nкр, найденных по формулам (2.22) и (2.31),
необходимо принимать меньшее.

51.

Для
криволинейных
(выпуклых)
участков
трубопровода,
выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с
грунтом критическое усилие рассчитывается по формулам

52.

Из двух значений Nкр, вычисленных по формулам (2.32) и (2.33),
выбирают меньшее.
Продольную
устойчивость
для
криволинейных
участков
проверяют в плоскости изгиба трубопровода, а для прямолинейных
участков подземных трубопроводов — в вертикальной плоскости с
радиусом начальной кривизны 5000 м.