Курсовой проект. Учебнометодические указания по курсу Морские нефтегазовые сооружения для студентов направления подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело
 Скачать 390.13 Kb.
|
|
2.2.6 Нормативные свойства материалов Нормативные свойства материалов должны использоваться при определениях сопротивлений. Предел текучести и предел прочности на растяжение должны быть основаны на графике «напряжения – деформации», полученном в результате инженерных расчетов. Дополнительное требование U гарантирует повышенное доверие к пределу текучести, что отражено в более высоком коэффициенте прочности материала, приведенном в таблице 2.2. Расчетная прочность является функцией этой величины. Таблица 2.2 - Коэффициент прочности материала, a U Коэффициент Обычные условия Дополнительное требование U a U 0,96 1,00 Примечание: Для испытаний системы давлением а U должен равняться 1,00, что дает допускаемое кольцевое напряжение в 96% от нормативного минимального предела текучести как для материалов, удовлетворяющих дополнительному требованию U, так и для материалов, которые ему не удовлетворяют. Механические свойства для различных марок материалов приняты при комнатной температуре. Должны учитываться возможные температурные воздействия на свойства материалов при температурах выше 50°С для углеродисто-марганцевой стали и выше 20°С для сталей 22Cr и 25Cr. Эти 27 свойства должны отбираться с особым вниманием к типу материала и потенциальному температурному эффекту старения и должны включать в себя: – предел текучести; – предел прочности на растяжение; – модуль Юнга; – коэффициент линейного расширения. Нанесение покрытий на монтажные стыки в ходе монтажа также может приводить к действию температур, превышающих указанные выше, и, как следствие, это должно быть учтено в расчете. Нормативные сопротивления материала, которые должны использоваться в критериях предельных состояний, приведены в таблице 2.3. Таблица 2.3 - Нормативные сопротивления материала, f y , f u Свойство Величина Нормативный предел текучести , ( ) y y temp U f SMYS f a Нормативный предел прочности на растяжение , ( ) u u temp U A f SMTS f a a где f y,temp и f u,temp – значения отклонений от нормы под влиянием температуры для предела текучести и предела прочности на растяжение, соответственно SMYC – нормативный минимальный предел текучести; SMTC – нормативный минимальный предел прочности на растяжение; α U – коэффициент прочности материала, по таблице 2.2; α А – коэффициент анизотропии, равен 0,95 для осевого (продольного) направления; 1,0 – во всех остальных случаях. Если не имеется другой информации о влиянии отклонений от нормы предела текучести, могут быть использованы рекомендации для углеродисто- марганцевой стали, нержавеющих сталей, выплавленных дуплекс-процессом, 22Cr или 25Cr, приведенные ниже на рисунке 2.1. 28 Рисунок 2.1 – Значения отклонений от нормы для предела текучести Должны быть учтены любые изменения в температурных воздействиях на отклонения от нормы для растяжения и сжатия. Различия в температурных воздействиях на отклонения от нормы для растяжения и сжатия были получены для стали с 13% содержанием Cr. Для процессов изготовления, которые включают в себя холодные деформации, придающие различную прочность при растяжении и сжатии, должен быть определен коэффициент изготовления α fab . Если не имеется другой информации, максимальные коэффициенты изготовления для труб, производимых в соответствии с процессами UO (Условное обозначение процесса изготовления сварных труб) или UOE (Условное обозначение процесса изготовления сварных труб), приведены в таблице 2.3. Эти коэффициенты также применяются для других процессов изготовления, которые включают в себя подобные холодные деформации, такие как трехвалковая гибка (TRB). Коэффициент изготовления может быть улучшен путем термообработки, если на это имеется документальное подтверждение. 29 Таблица 2.3 – Максимальный коэффициент изготовления, α fab Труба Бесшовная UO и TRB UOE α fab 1,00 0,93 0,85 2.2.7 Припуск на коррозию Для трубопроводов из углеродисто-марганцевой стали, транспортирующих потенциально коррозионноопасные продукты и/или подверженных действию наружной агрессивной окружающей среды и не имеющих катодной защиты, должно быть в полной мере рассмотрено использование дополнительной толщины стенки, которая бы компенсировала любые коррозионные ухудшения характеристик в ходе эксплуатации («припуск на коррозию») Припуск на коррозию в первую очередь используется для компенсации тех форм коррозионного разрушения, которые воздействуют на несущую способность трубопровода по внутреннему давлению, т.е. равномерной коррозии и, в меньшей степени, таких коррозионных дефектов, как язвы и пятна. Однако припуск на коррозию может также улучшить эксплуатационную надежность и повысить полезный срок эксплуатации, если коррозионные дефекты возникают в виде отдельных точек; хотя маловероятно, что такие дефекты повлияют на прочность трубопровода, они будут вызывать точечные утечки, когда пройдут всю толщину стенки. Однако дополнительная толщина стенки будет только откладывать во времени появление утечек. Должны быть оценены необходимость в припуске на коррозию и достоинства его применения и учтены, как минимум, следующие факторы: – расчетный срок эксплуатации и потенциальная коррозионная активность продукта и/или внешней окружающей среды; – ожидаемая форма коррозионных дефектов; 30 – ожидаемая надежность планируемых методик и технологии защиты от коррозии (например, химическая обработка продукта, наружное покрытие и т.д.) – ожидаемая чувствительность и способность к определению размеров дефектов для соответствующих инструментов при мониторинге работоспособности, время до первой инспекции и планируемая частота контроля; – последствия внезапных утечек, требования к безопасности и надежности; – возможность снижения (или повышения) рабочего давления. За исключением случаев, когда внезапная утечка продукта является приемлемой (что возможно для трубопроводов класса безопасности «Низкий»), величина припуска на коррозию должна быть достаточной, для того чтобы учесть любые реальные ухудшения характеристик в результате коррозии, которые могут произойти в период между двумя последовательными инспекциями мониторинга работоспособности. Трубопроводы класса безопасности «Нормальный» или «Высокий» из углеродисто-марганцевой стали, транспортирующие углеводородные продукты с содержанием воды в жидком состоянии в течение срока эксплуатации, должны иметь припуск на внутреннюю коррозию минимум 3 мм. В соответствии с соглашением, общие требования о минимальном припуске на коррозию в 3 мм могут игнорироваться, если расчеты и/или технология коррозионного контроля исключают какие-либо серьезные повреждения в результате коррозии. Для стояков класса безопасности «Нормальный» или «Высокий» из углеродисто-марганцевой стали в зоне заплеска должен быть принят припуск на наружную коррозию в 3 мм. Для стояков, транспортирующих горячие продукты (с температурой более чем на 10°С выше обычной для окружающей морской воды) с теми же классами безопасности, должно быть рассмотрено применение припуска на коррозию, превышающего 3 мм. Любой припуск на внутреннюю коррозию должен быть дополнительным. 31 2.3 Расчеты нагрузок и несущей способности 2.3.1 Условия нагружения Следует учитывать различия между: – условием контролируемых нагрузок (LC условие), – условием контролируемых перемещений (DC условие). К этим двум условиям применяются различные расчетные проверки. Условие контролируемых нагрузок – это такое состояние, при котором реакции конструкции в первую очередь определяются прикладываемыми нагрузками. Условие контролируемых перемещений – это такое состояние, при котором реакции конструкции в первую очередь определяются наложенными геометрическими перемещениями. Расчетный критерий контролируемых нагрузок всегда может применяться вместо расчетного критерия контролируемых перемещений. Для использования критерия местной потери устойчивости, основанного на контролируемых перемещениях, требуется уровень NDT I для труб. 2.3.2 Определение результатов действия нагрузок Расчет должен быть основан на принятых принципах статики, динамики, прочности материалов и механики грунтов. Для расчета результатов действия нагрузок могут использоваться упрощенные методы расчета при условии, что они консервативны. В комбинации с теоретическими расчетами или вместо них могут потребоваться испытания на моделях. В тех случаях, когда теоретические методы не подходят, могут потребоваться испытания на моделях или натурные испытания. 32 Должны быть учтены все нагрузки и вынужденные перемещения, которые могут оказать влияние на работоспособность трубопровода. Для каждого рассматриваемого поперечного сечения или части системы и для каждого возможного вида отказа должны быть учтены все соответствующие сочетания нагрузок, которые могут действовать одновременно. При определении реакций на динамические нагрузки должны быть приняты в расчет динамические явления, если они кажутся существенными. Определение результатов действия нагрузок должно проводиться с применением номинальных размеров поперечных сечений. Расчет результатов действия нагрузок должен основываться на нормативных значениях. Возможное благоприятное упрочняющее действие утяжеляющего покрытия на стальную трубу не должно учитываться, если эффект упрочнения не имеет документального подтверждения. Покрытие, которое добавляет трубе существенную жесткость при изгибе, может увеличивать напряжения/деформации в трубе в каких-либо местах нарушения сплошности покрытия (например, у монтажных стыков). Если необходимо, это влияние должно учитываться. Возможное благоприятное упрочняющее воздействие на стальную трубу плакирования или облицовки не должно учитываться в расчетах, если эффект упрочнения не имеет документального подтверждения. Эквивалентное продольное усилие, которое определяет общую реакцию трубопровода, обозначается через S. Растягивающая сила считается положительной: S = N – p i A i + p e A e = N – π/4(p i (D – 2t) 2 – p e – D 2 ). (2.3) где A – площадь поперечного сечения, p i – нормативное внутреннее давление, р е – наружное давление, N – продольное усилие в стенке трубы 33 В условиях непосредственно после укладки, когда температура и внутреннее давление трубы – такие же, как и при укладке трубопровода, S = H где Н – действующее (остаточное) растягивающее усилие от укладки. Эквивалентное продольное усилие полностью защемленной трубы в области линейных упругих напряжений равно (если труба идеализируется как тонкостенная): S = H–Δp i ⋅A i (1–2ν)–A s ⋅E⋅α⋅ΔT, (2.4) где Н – действующая (остаточная) растягивающая сила от укладки, Δp i – приращение внутреннего давления по сравнению с его значением непосредственно после укладки ΔT - температурный перепад по отношению к состоянию непосредственно после укладки. 2.3.3 Нормативная толщина стенки Несущая способность по внутреннему давлению должна быть рассчитана, основываясь на толщине стенки, следующим образом: Условия заводских испытаний давлением и испытаний системы давлением t 1 =t–t fab (2.5) Условия эксплуатации t 1 =t–t fab –t corr . (2.6) где t corr – припуск на коррозию. Несущая способность, за исключением несущей способности по внутреннему давлению, должна быть рассчитана, основываясь на толщине стенки, следующим образом: Строительство (монтаж) и испытания системы давлением t 2 =t (2.7) где t – номинальная толщина стенки трубы (не подвергнутой коррозии) В ином случае 34 t 2 =t – t corr (2.8) В приведенных выше расчетах толщины должна учитываться коррозия перед началом эксплуатации. 2.3.4 Определение напряжений и деформаций При необходимости должны быть учтены Коэффициенты Концентрации Напряжений (SCF). Должно быть проведено различие между общей и местной концентрацией напряжений. Местные концентрации напряжений (которые могут быть вызваны элементами, присоединенными сваркой, собственно сварными швами или особыми местными неоднородностями) будут воздействовать на трубу только локально и обычно учитываются при оценке усталости и разрушений. Общие концентрации напряжений (такие как увеличение напряжений в монтажных стыках вследствие обетонирования, которое обычно распространяется на один диаметр) будут влиять на трубу в общем, и они должны быть учтены при оценке потери устойчивости в случае изгиба, а также при оценке усталости и разрушений. Если имеют место пластические деформации, должны быть рассчитаны и учтены Коэффициенты Концентрации Деформаций (SNCF). SNCF должны быть уточнены с учетом нелинейности зависимости «напряжения – деформации» для соответствующего уровня нагрузок. Концентрации деформаций должны быть учтены при рассмотрении: – неравномерной деформации, вызванной изменениями фактического предела текучести материала и деформационной способностью к упрочнению стыков труб и материала сварного шва вследствие разброса свойств материала; – изменений площади поперечного сечения (фактического диаметра или толщины стенки) стыкуемых труб; – влияния покрытия на увеличение жесткости и разброса толщины покрытия; 35 – снижения предела текучести в монтажных стыках из-за высокой температуры, которая достигается при нанесении покрытия на монтажные стыки при монтаже; – отклонений (в меньшую и большую сторону) фактического предела текучести металла сварного шва по отношению к фактическому пределу текучести основного металла трубы. Накопленные пластические деформации определяются как сумма приращений пластических деформаций, вне зависимости от их знака и направления. Приращения деформаций должны отсчитываться от момента окончания изготовления труб. Приращение пластических деформаций должно отсчитываться от точки, в которой график зависимости «напряжения – деформации» материала отклоняется от линейной зависимости, см. рисунок 2.1. Интенсивность пластических деформаций определяется как 2 2 2 2 ( ), 3 р pL pH pR (2.9) где ε p – интенсивность пластических деформаций; ε pL – пластическая часть главной продольной деформации; ε pН – пластическая часть главной кольцевой деформации; ε pR – пластическая часть главной радиальной деформации. 36 Рисунок 2.1 – График зависимости «напряжения – деформации» Предел текучести определяется как напряжение, при котором общая деформация составляет 0,5%. Например, для углеродисто-марганцевой стали марки 415 деформация одного направления в 0,5% соответствует упругой деформации, приблизительно равной 0,2%, и 0,3%-ной пластической деформации. 37 3 Справочные данные Таблица 3.1 – Классификация местоположения Местоположение Определение 1 Зона, в которой не ожидается частой человеческой деятельности вдоль трассы трубопровода 2 Часть трубопровода/стояка в зоне около платформы (с персоналом) или в зонах с частой человеческой деятельностью. При определении класса местоположения 2 следует основываться на соответствующем анализе рисков. Если анализ не проводится, то должно быть принято минимальное расстояние в 500 м. Таблица 3.2 – Классификация классов безопасности Класс безопасности Определение Низкий Если отказ влечет за собой низкий риск травматизма людей и незначительные последствия для окружающей среды и экономики. Это обычный классификационный уровень для стадии монтажа. Нормальный Для временных условий, при которых отказ влечет за собой риск травматизма людей, существенные загрязнения окружающей среды или весьма значительные экономические и политические последствия. Это обычный классификационный уровень для эксплуатации вне зоны платформы. Высокий Для условий эксплуатации, при которых отказ влечет за собой высокий риск травматизма людей, существенные загрязнения окружающей среды или весьма значительные экономические и политические последствия. Это обычный классификационный уровень в течение эксплуатации для местоположения класса 2. 38 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1) Морской стандарт DNV-OS-F101 Подводные трубопроводные системы. 2) Руководящее указание DNV-RP-F101 Трубопроводы с коррозионными дефектами. 3) Руководящее указание DNV-RP-Е305 Расчет устойчивости на морском дне подводных трубопроводов. 4) ISO/DIS 13623 Нефтяная и газовая промышленность – Трубопроводные транспортные системы. 5) DNV CN 30.5 Природные условия и природные нагрузки. 6) Правила DNV по классификации неподвижных морских установок. 7) Правила DNV по сертификации гибких стояков и труб. |