«Совершенствование методов повышения эффективности выборочного р. Совершенствование методов повышения эффективности выборочного ремонта магистральных газонефтепроводов
 Скачать 2.82 Mb.
|
|
6. Моделирование напряжённо деформированного состояния В результате эксплуатации трубопроводов в стенках трубы под действием нагрузок и окружающей среды могут образовываться дефекты. В качестве примера проведём моделирование напряжённо деформированного состояния газопровода с параметрами, указанными в таблице 8. Талица 8 – Исходные данные Параметры d ТРнар – наружный диаметр газопровода, мм 1220 Марка стали 17Г1С-У ρ –средняя плотность газа, кг/м 3 0,790 Р 1 – внутреннее давление в газопроводе, МПа 6,9 Тип грунта Суглинки σ вр – временное сопротивление, МПа 588 σ тек – предел текучести, МПа 461 k 1 – коэффициент надежности по материалу 1,34 Тип изоляционной ленты Поликен 980-25 δ ил – толщина изоляционной ленты, мм 0,635 ρ ил – плотность изоляционной ленты, кг/м 3 1046 Тип обертки Поликен 955-25 δ об – толщина обертки, мм 0,635 ρ об – плотность обертки, кг/м 3 1028 h 0 –глубина заложения трубопровода, м 1 α – коэффициент линейного расширения металла трубы, град 1,2·10 -5 Е – переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа 2,06 ·10 5 n св - коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость 0,95 μ – переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона) 0,3 n гр – коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта 0,8 γ м – удельный вес металла трубы, Н/м³ 78500 K ил = K об – коэффициент, который учитывает величину нахлеста для двухслойной изоляции 2,30 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 71 Совершенствование методов повышения эффективности выборочного ремонта магистральных газонефтепроводов Разраб . Афанасьев Р. Г. Руковод. Крец В.Г. Консульт. И.о.Зав. Каф. Бурков П. В. Моделирование напряжённо деформированного состояния Лит. Листов 124 НИ ТПУ гр. 2БМ5А Дефект - трещина на верхней образующей трубы длиной 200 мм и средней глубиной 6 мм. Произведем расчет нагрузок действующих на трубопровод q верт – сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины: тр н н н гр гр верт q D D h D n q 8 2 0 . (52) Р гр - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом; н тр гр н н н гр гр гр D q tg D h D h D п Р 2 45 2 8 2 0 2 0 0 (53) 2 2 2 2 3,14 0,95 78500 1, 22 1,192 3329,39 4 4 м св м н вн π q п γ D D Н/м (54) Нагрузку для подземных трубопроводов от собственного веса изоляции найдем по формуле: об об об ип ип ип н св и К К g D п q ; (55) где K ип = K об =2,30 - коэффициент, который учитывает величину нахлеста для двухслойной изоляции; ρ ип =1046кг/м3, δ и =0,635мм — соответственно плотность и толщина изоляции; ρ об =1028кг/м3, δ об =0,635мм - соответственно плотность и толщина оберточных материалов. 0,95 3,14 1, 22 9,81 2,3 0, 000635 1046 2,3 0, 000635 1028 108,14 и q Н/м (56) Нормативный вес транспортируемого газа в 1 м газопровода следует определять по формуле: 2 0, 215 0, 06 вн газ ГАЗ P D q p g z T Н/м. (57) 3953, 65 108,14 0, 06 3437,59 тр q Н/м (58) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 72 Моделирование напряжённо деформированного состояния 0 2 0 1, 22 1, 22 22 2 0,8 17500 1, 22 1 1 45 3437,59 8 2 2 17634,9 3,14 1, 22 гр tg Р Па (59) 1, 22 3,14 1, 22 0,8 17500 1, 22 1 3437,59 22757, 63 2 8 верт q Н/м (60) Сначала проведём моделирование напряжённо деформированного состояния газопровода без установленной ремонтной конструкции. Результаты моделирования представлены на рисунке 24. Рисунок 24 – НДС газопровода без установленной ремонтной конструкции По результатам моделирования видно, что наибольшая концентрация напряжений располагается в области дефекте и составляет 389,96 МРа. Следующим этапом будет моделирование напряжённо деформированного состояния газопровода с установленной ремонтной конструкцией РСМ-1220. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 73 Моделирование напряжённо деформированного состояния Результаты моделирования представлены на рисунке 25. Рисунок 25 – НДС газопровода с установленной ремонтной конструкцией РСМ-1220 По результатам моделирования видно, что наибольшая концентрация напряжений располагается теперь не в дефекте, а на внутренней поверхности трубопровода и максимально составляет 294,12 МРа. После установки РСМ- 1220 максимальные напряжения снизились на 95,84 МРа. Следующим этапом будет моделирование напряжённо деформированного состояния газопровода с установленной ремонтной конструкцией ГАРС. Результаты моделирования представлены на рисунке 26. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 74 Моделирование напряжённо деформированного состояния Рисунок 26 – НДС газопровода с установленной ремонтной конструкцией ГАРС По результатам моделирования видно, что наибольшая концентрация напряжений располагается теперь не в дефекте, а на внутренней поверхности трубопровода и максимально составляет 292,31 МРа. После установки ГАРС максимальные напряжения снизились на 97,65МРа. Таким образом, по результатам проведенных моделирований можно сделать вывод, что современные ремонтные конструкции РСМ-1220 и ГАРС способны с необходимой прочностью ремонтировать дефектные участки. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 75 Моделирование напряжённо деформированного состояния 7. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Для обеспечения надежности работы системы магистрального трубопроводного транспорта за счет уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций и аварий проектом предусматривается устранение дефектов, выявленных на магистральных газонефтепроводах в результате диагностических работ. Большая часть аварий на газонефтепроводах определённым образом связана с накоплением повреждений в сварных швах и металле трубы. Развитие различных нарушений происходит из-за образования, увеличения размера и слияния микротрещин в течение длительного времени эксплуатации газонефтепровода. Поэтому при выборе оптимального варианта проведения ремонта, количество аварий может быть сокращено. Целью данного экономического расчета является выявление наиболее выгодного способа ремонта трубопровода диаметром 1220 мм по композитно муфтовой технологии и ремонте стеклопластиковой муфтой. 7.1 Расчет расхода материалов При планировании бюджета необходимо обеспечить достоверное и полное отражение всех видов планируемых расходов, необходимых для его выполнения. Сварку муфты П1 будем производить ручной дуговой сваркой. Расход электродов определяем по формуле: 𝐿 э = 𝐾 р · 𝐺 н , (61) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 76 Совершенствование методов повышения эффективности выборочного ремонта магистральных газонефтепроводов Разраб . Афанасьев Р. Г. Руковод. Крец В.Г. Консульт. И.о.Зав. Каф. Бурков П. В. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Лит. Листов 124 НИ ТПУ гр. 2БМ5А где 𝐾 р – коэффициент расхода электродов. Для марки электродов Э–50А равняется: К р = 1,7. 𝐺 н – масса наплавленного металла, которую определяем по формуле: 𝐺 н = 𝑉 · 𝛾, (62) где 𝑉 – объем металла, см 3 ; 𝛾 –плотность металла; 𝛾 = 7,85 г/см 3 Определяем объем наплавленного металла по формуле: 𝑉 = 𝐹 н · 𝑆 (63) где S - длина сварных швов, см; 𝐹 н - площадь наплавленного металла пояса, см 2 𝐹 н = 1 2 · 𝑎 · 𝑏 (64) где a –толщина стенки, см 2 ; b – ширина сварного шва, см. 𝐹 н = 1 2 · 1,4 · 1,16 = 0,81 см 2 (65) Следовательно: 𝑉 = 0,81 · 200 = 162 (см 3 ) (66) Таким образом: 𝐿 э = 1,7 · 162 · 7,85 = 2148 (г) = 2,15 (кг) (67) Для противокоррозионной защиты отремонтированного участка трубопровода применяется усиленная изоляция. Необходимую массу праймера ПЛ-Л найдем по формуле: 𝑀 п = 2𝜋𝑅 М · 𝐿 1 · 𝐺 + 2𝜋𝑅 Т · 𝐿 2 · 𝐺 (68) где 𝑅 М – радиус трубопровода с учетом установленной муфты, м; 𝑅 Т – радиус трубопровода, м; 𝐿 1 – длина ремонтируемого участка с установленной муфтой, м; 𝐿 2 – длина ремонтируемого участка без установленной муфты, м; 𝐺– расход праймера, г/м 2 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 77 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение 𝑀 П = 2 · 3,14 · 0,631 · 1 · 140 + 2 · 3,14 · 0,610 · 0,7 · 140 = 930 г = 0,93 кг (69) Нанесение изоляции выполняется в два слоя с использованием полимерно-битумных лент толщиной не менее 1,5 мм. Нанесение изоляционной ленты следует производить с 50% нахлестом ширины ленты. Необходимая длина полимерно-битумной лента «Литкор» на один метр трубопровода: 𝐿 Л = 2𝜋𝑅 М · 𝐿 1 𝐻 + 2𝜋𝑅 Т · 𝐿 2 𝐻 (70) где H–ширина изолирующей ленты, м. Тогда для участка длиной 1,7 м с учетом нахлеста потребуется: 𝐿 Л = 2 · 3,14 · 0,631 · 1 0,25 + 2 · 3,14 · 0,61 · 0,7 0,25 = 26,58 м (71) Необходимая длина защитной обертки «Полилен-ОБ» на один метр трубопровода: 𝐿 О = 2𝜋𝑅 М · 𝐿 1 𝐻 + 2𝜋𝑅 Т · 𝐿 3 𝐻 (72) где 𝐿 3 – длина ремонтируемого участка с учетом обертки, м. Тогда для участка длиной 2 м с учетом нахлеста потребуется: 𝐿 Л = 2 · 3,14 · 0,631 · 1 0,25 + 2 · 3,14 · 0,61 · 1 0,25 = 31,17 м (73) Объем композитного материала «ДЭКА» при КМТ рассчитываем по формуле: 𝑉 К = ((π · 𝑅 1 2 ) · L) − ((π · 𝑅 2 2 ) · L) (74) где R 1 - внутренний радиус муфты, м; R 2 - внешний радиус трубопровода, м; L - длина муфты, м. 𝑉 К = ((3,14 · 0,617 2 ) · 1) − ((3,14 · 0,61 2 ) · 1) = 0,027 м 3 (75) Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 78 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Объем герметизирующей мастики «ДЭМАСТ» при КМТ рассчитываем по формуле: 𝑉 Г = ((π · 𝑅 1 2 ) · 0,03) − ((π · 𝑅 2 2 ) · 0,03) (76) где R 1 - внутренний радиус муфты, м; R 2 - внешний радиус трубопровода, м; 𝑉 К = ((3,14 · 0,617 2 ) · 0,03) − ((3,14 · 0,61 2 ) · 0,03) = 0,00081 м 3 (77) Расчет амортизационных отчислений при ремонта трубопровода КМТ и РСМ представлен в таблице 9. Таблица 9 – Стоимость материалов на проведение ремонта двумя технологиями Из таблицы следует, что РСМ экономически выгоднее на 26699,2 руб. 7.2 Расчет времени на проведение мероприятия Определяем нормы времени для ремонта трубопровода согласно Единым расценкам и нормам на монтажные, строительные и ремонтно- строительные работы. Сборник Е11, Сборник Е22, Сборник Е2 [30]. Сметным нормативам на производство капитального ремонта линейной части Наименование затрат Ед. изм. Количество Цена ед. руб. Сумма, руб П1 РСМ П1 РСМ Муфта П1 шт. 1 - 77005 77005 - РСМ шт. - 1 59801 - 59801 Круг отрезной, шлифовальный шт. 1 1 1 1 305 361 666 666 Электроды Э50А диаметром 4 мм кг 2,15 - 770 1655,5 - Лента полимерно- битумная «Литкор» м 26,58 26,58 180 4784,4 4784,4 Обертка защитная Полилен-ОБ м 31,17 31,17 71,4 2225,5 2225,5 Праймер ПЛ-Л кг 0,93 0,93 170 158,1 158,1 Композитный материал «ДЭКА» м 3 0,027 - 235153,4 6350 - Герметизирующая мастика «ДЭМАСТ» м 3 0,0008 - 571428,6 462,8 - Всего за материалы 93307,3 67635 Транспортно-заготовительные отчисления (3-5%) 3732,3 2705,4 Итого по статье С м 97039,6 70340,4 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 79 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение магистральных трубопроводов и величины накладных расходов» СТО Газпром 2-2.2-336-2009 [31]. Время на проведение ремонта представлено в таблице 10. Таблица 10 – Время на выполнение мероприятий Операция Время,ч П1 РСМ Определение дефекта на местности 0,1 0,1 Вскрытие трубопровода 2,5 2,5 Очистка трубопровода 2 2 Приготовление и нанесение ремонтного состава - 0,5 Монтаж ремонтной конструкции 1 1 Сварка полуоболочек 1 - Приготовление композита 0,5 - Закачка композита 0,3 - Затвердевание композита 24 - Изоляционные работы 1 1 Засыпка трубопровода 0,5 0,5 Итого: 32,9 7,6 По результатам таблицы можно сделать вывод, что ремонт РСМ занимает меньшее время, чем ремонт КМТ. Это обусловлено тем, что при КМТ ремонте требуется значительное время на затвердевание закачиваемого композитного состава. 7.3 Расчет количества необходимой техники и оборудования В процессе проведения ремонта потребуется различная техника. Трассоискатели для о пределения положения трубопровода. Бульдозер для снятия верхнего слоя грунта, перемещения в отвал и засыпки траншеи после ремонта. Экскаватор для последующей разработки траншеи. Очистная машина для снятия старой изоляции. Шлифовальная машинка для зачистки области дефекта после очистной машины и удаления технологических деталей после проведения ремонта. Автокран для подъема и перемещения полуоболочек муфты при ремонте КМТ. Гидравлический домкрат для установки на трубе Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 80 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение нижней полуоболочки при ремонте КМТ. Сварочный аппарат для сварки полуоболочек муфты при ремонте КМТ. Вахтовая машина для доставки рабочих к месту проведения ремонта. Дизельный электрогенератор для выработки электричества. Автоцистерна и миксер для приготовления композитного состава и герметика при ремонте КМТ. Бортовой автомобиль для доставки материала и оборудования к месту проведения ремонта. Нагнетательный насос для закачки композитного состава при ремонте КМТ. Стоимость техники и оборудования представлена в таблице 11. Таблица 11 – Стоимость техники и оборудования Наименование оборудования Стоимость, руб. П1 РСМ Бульдозер John Deere 550K 7375000 7375000 Экскаватор Hitachi ZAXIS 180LCN 7900000 7900000 Автокран КС-45721 5800000 5800000 Сварочный агрегатEVOSPARK EVOMIG 350 180000 - Машина очистная МИ-1220 1607240 1607240 Дизель-электрический агрегат FUBAG DS 15000 DAC ES 370 210 370 210 Автомобиль бортовой Урал 4320-5911-74 3087000 3087000 Вахтовая машина КАМАЗ 420 3 260 000 3 260 000 Автоводоцистерна АЦПТ-10 4000000 - Трассоискатель RD7100PL 309 550 309 550 Гидравлический домкрат MHC-25RS 57000 57000 Миксер Makita UT1600 25630 - Нагнетательный насос Putzmeister P 13 ЕМR KA230 1 440 546 - Шлифовальная машинкаBOSCH GBR 15 CAG 38330 38330 По результатам таблицы можно сделать вывод, что для проведения ремонта РСМ требуется меньшее количество техники и оборудования, потому что отсутствуют технологические операции приготовления и закачки композитного состава. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 81 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение |