Опасные явления, возникающие при строительстве и эксплуатации морских трубопроводов в условиях арктического шельфа

 

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

 

1. Расчет стенки трубопровода при избыточном внутреннем            давлении

 

 

Выбор толщины стенки трубопровода — один из ключевых вопросов проектирования, базирующихся на методах расчета прочности и устойчивости любой конструкции, обеспечивающих, в конечном счете безопасность эксплуатации морского трубопровода.

Анализ  нормативных методов расчета  морских трубопроводов показывает, что выбор толщины стенки трубы основывается в основном на прочностном расчете.

В итоге задача проектирования морского трубопровода будет состоять в уточненном расчете прочности трубы при  соблюдении требуемых условий надежности всей конструкции и на всех стадиях  строительства.

Методика  расчета взята из источника [2].

 

1. Отечественные нормы расчета.

 

 

Специально для проектирования и строительства морских газопроводов разработаны и с 01.12.1998 года введены ведомственные нормы ВН 39-1.9-005-98 «Нормы проектирования и строительства морского газопровода».

 

 

 

Минимальная толщина стенки газопровода под внутренним давление:

; (2.1)

где  т  —  коэффициент надежности, m = 1,6;

Δp  —  избыточное давление в трубе (разность между внутренним и наружным давлениями), Па, Δp = 10 МПа;

D_n  —  номинальный диаметр трубы, м, D_n = 1020 мм;

k  —  расчетный коэффициент надежности для морского участка,          k = 0,72;

σ_t  —  минимальный предел текучести материалы трубы (сталь класса Х-65, предел текучести по спецификации API SL), Па, σ_t = 448 МПа.

Рассчитаем  толщину стенки газопровода согласно отечественной норме расчета  для морского участка:

.

Рассчитаем  толщину стенки газопровода согласно отечественной норме расчета  для берегового участка:

 

k  —  расчетный коэффициент надежности для берегового участка,        k = 0,6;

Таким образом, по отечественному стандарту  толщина стенки трубы для морского участка равна 25 мм, а для берегового участка — 30 мм.

 

2. Американский стандарт ASME B31.8

 

 

Американский национальный стандарт ASME B31.8 «Газотранспортные и распределительные трубопроводные системы» в чистом виде принимает основную расчетную формулу теории тонкостенных оболочек вида (формула Барлоу):

(2.2)

где σ_с — кольцевые напряжения;

Δp — избыточное давление в трубе (разность между внутренним и наружным давлениями), Па, Δp = 10 МПа;

D_n  —  номинальный диаметр трубы, м, D_n = 1020 мм;

δ — толщина стенки трубы, м.

Согласно американскому  стандарту толщина стенки определяется из условия:

(2.3)

где  F₁ — нормативный коэффициент, F₁ = 0,72;

k_t — коэффициент, учитывающий влияние температуры ,до температуры 121 °С, k_t = 1;

σ_t — минимальный предел текучести материалы трубы (сталь класса Х-65, предел текучести по спецификации API SL), Па, σ_t = 448 МПа.

Выполним  расчет толщины стенки трубы по американскому  стандарту:

.

Таким образом, по американскому  стандарту толщина стенки трубы  равна 16 мм.

 

3. Британский стандарт BS 8010, часть 3.

 

Британский  стандарт «Трубопроводы» состоит из четырех частей. Первые две части относятся к наземным трубопроводам, оставшиеся — третья и четвертая части — относятся к проектированию, строительству и монтажу морских трубопроводов.

Часть 3 «Трубопроводы морские: проектирование, строительство и  монтаж».

Суть механического расчета  трубы состоит в расчете растягивающих  кольцевых напряжений.

В британском стандарте  приводятся две формулы:

• Уже известная формула (2.1) для тонкостенной трубы;
• Для толстостенной трубы применительно к внутренней поверхности кольцевые напряжения рассчитываются по формуле:

(2.4)

где Δp – избыточное давление в трубе (разность между внутренним и наружным давлениями), Па, Δp = 10 МПа;

D₀ – внутренний диаметр трубопровода, мм;

D_t – внешний диаметр трубопровода, мм,

(2.5)

где  δ – толщина стенки трубопровода, мм.

Допустимый  уровень кольцевых напряжений равен:

. (2.6)

В нашем случае расчет по британскому  стандарту соответствует отечественному стандарту, т.к. труба является тонкостенной.

 

4. Норвежский стандарт OS-F101

 

Норвежский  стандарт OS-F101 «Подводные трубопроводные системы» использует следующую формулу для расчета кольцевых растягивающих напряжений, которая определяет напряжения на внутренней поверхности трубы:

(2.7)

где δ – минимально возможное значение толщины стенки в процессе эксплуатации, мм,

(2.8)

или в процессе строительства:

 

(2.9)

 

где δ_nom— номинальная толщина стенки трубы, мм;

δ_fab — допуск на изготовление трубы, мм, δ_fab = 0,2 мм;

δ_corr— припуск на коррозию в процессе эксплуатации, мм, δ_corr = 1,5 мм.

Максимальная  разница давлений должна удовлетворять  условию

, (2.10)

где  p_ii — инцидентное давление в точке трубопровода, Па;

p_b(δ₁)— рабочее давление, соответствующее минимальному пределу текучести или временному сопротивлению на разрыв, Па;

 

(2.11)

 

где  x необходимо заменить на δ₁ или δ₂;

σ_s — предел прочности стали, Па, σ_s = 530 МПа;

— коэффициент сопротивления материала трубы, зависящий от способа ее производства, = 1,1 при (SLS/ULS/ALS),             = 1 при FLS;

 

 

– коэффициент класса безопасности, = 1,138 для трубопроводов за пределами 500 метров частой человеческой деятельности, = 1,308 для трубопровода в пределах 500 м частой человеческой деятельности.

Выполним  расчет толщины стенки трубы за пределами человеческой деятельности:

;

Выполним расчет толщины стенки трубы в пределах частой человеческой деятельности по той же формуле:

 

Для трубопроводных систем имеют значение следующие категории предельных состояний:

SLS — предельное состояние по  критерию пригодности к нормальной  эксплуатации;

ULS — основное предельное состояние;

FLS — предельное состояние по  критерию усталостности;

АLS — особое (чрезвычайное) предельное состояние.

Выполненные расчеты показывают, что различие результатов, рассчитанных по разным национальным стандартам, обусловлены в основном выбором коэффициентов надежности. Эти коэффициенты обусловлены требованием безаварийной работы и зависят от категории участка, качества изготовления труб, технологии строительных работ (в основном сварочных) и методов укладки трубопровода.

 

2. Расчет устойчивости морских подводных трубопроводов при воздействии волн и течений [5].

 

1. Глубоководный участок

 

 

Для трубопроводов, укладываемых на глубоководных  участках трассы, волновые воздействия  можно не учитывать. Устойчивость трубопровода будет обеспечена, если его наименьший вес подобран в соответствии с условием:

(2.12)

где K_H – коэффициент надежности устойчивого положения трубопровода на дне моря. Значение коэффициента надежности принимается K_Н = 1,15 — 1,20 в зависимости от гидрометеорологических условий по трассе трубопровода;

G_T – расчетная масса на воздухе 1 м трубопровода с учетом изоляции, кг/м,

; (2.13)

где D_H – наружный диаметр трубы, м, D_H = 1020 мм;

D_B – наружный диаметр трубы, м, D_B = 995 мм;

D_и – диаметр по изоляции трубы, м, D_и = 1032 мм;

γ_cm – объемная масса стали, кг/м³, γ_cm = 7850 кг/м³;

γ_из – объемная масса изоляционного покрытия, кг/м³, γ_из = 690 кг/м³;

 

R_T – расчетная выталкивающая сила воды (сила Архимеда), действующая на 1 м трубопровода с учетом изоляции, кг/м,

; (2.14)

где γ_в – объемная масса морской воды, кг/м³, γ_в = 1030 кг/м³;

 

G_б – расчетная масса на воздухе балласта, потребного для пригрузки  1 м по длине трубопровода, кг/м,

; (2.15)

где γ_δ – объемная масса материала балласта, кг/м³, γ_δ = 2900 кг/м³;

 

R_б – расчетная выталкивающая сила воды, действующая на балласт, необходимый для пригрузки 1 м по длине трубопровода, кг/м,

; (2.16)

 

При значительном придонном течении (0,5 м/с) дополнительно к весу балласта, определенному по формуле (2.15), добавляется вес балласта, определенный по формулам (2.21), (2.29), (2.30), компенсирующий нагрузку, вызванную течением.

Диаметр обетонированного подводного трубопровода определяют по формуле:

; (2.17)

Толщины бетонного покрытия:

(2.18)

 

Рассчитаем толщину бетонного  покрытия для нашего случая. Для  этого примем исходные данные:

Таким образом, толщина бетонного покрытия на глубоководном  участке трубопровода составляет 118 мм.

 

2. Мелководный участок

 

Для определения параметров волнения необходимо пользоваться картой акватории, на которой обозначена трасса трубопровода, нанесены линии равных высот и показано направление (лучи) распространения их при прохождении над трубопроводом.

Вероятностные характеристики расчетной  волны при определении устойчивости морских трубопроводов принимаются в соответствии с указаниями «Рекомендаций по проектированию и строительству морских подводных нефтегазопроводов Р 412-81».

Допустимый  наименьший вес трубопровода в воде рассчитывают по формуле:

(2.19)

где К_H – коэффициент надежности, К_H = 1,2;

n – коэффициент, характеризующий соприкасание трубопровода с подстилающим грунтом морского дна, n = 1,35 (по таблице 2.1);

f – коэффициент трения при перемещении трубопровода поперек трассы, f = 0,45 (по таблице 2.1);

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.1 — Таблица подбора коэффициентов n и f

Поверхностные грунты морского дна	Коэффициенты
	n	f	1/nf
Разрушенная скала, скальные грунты	1,15	0,65	1,35
Крупные пески и гравелистые грунты	1,25	0,55	1,45
Мелкие пески и супеси	1,35	0,45	1,65
Илистые и суглинистые грунты	1,45	0,40	1,75

(P_х)_расч – расчетные значения горизонтальной боковой силы от воздействия волн и течений, кг/м,

(2.20)

 

где К_сн – коэффициент снижения волновой нагрузки, К_сн = 0,6;

P_XM – горизонтальная составляющая силы давления от течения, кг/м,

(2.21)

где P_XU – инерционная компонента горизонтальной составляющей нагрузки от волн, кг/м,

(2.22)

где γ_в – объемная масса морской воды, кг/м³, γ_в = 1030 кг/м³;

D_б – диаметр обетонированного подводного трубопровода, м,             D_б = 1,268 м;

h – высота расчетной волны, м, h = 6 м;

λ – длина расчетной волны, м, λ = 108 м;

ε_х – коэффициенты удельной нагрузки от волн, ε_х = 0,1 (по рисунку 2.1), т. к. соотношения и ;

Рисунок 2.1 — Графики значений коэффициентов удельной нагрузки от волн θ_x(а) и ε_x(б)

 

δ_XU – коэффициент инерционной компоненты удельной горизонтальной нагрузки от волн, δ_XU = 1 (по рисунку2.2) , т. к. и ;

δ_XC – коэффициент скоростной компоненты удельной горизонтальной нагрузки от волн, δ_XC = 0,05 (по рисунку2.2), т. к.                             и ;

Рисунок 2.2 — Графики значений коэффициентов сочетания инерционного δ_хи (графики 1) и скоростного δ_хс (графики 2) компонентов удельной горизонтальной нагрузки от волн

 

P_XC – скоростная компонента горизонтальной составляющей нагрузки от волн, кгс/м,

(2.23)

 

 

φ – угол между лучом набегающей волны и нормалью к трассе трубопровода, φ = 45°C;

 

P_XT – вертикальная составляющая силы давления от течения, кг/м,

(2.24)

где C_X – коэффициент лобового сопротивления при обтекании цилиндра равномерным установившимся потоком жидкости (устанавливается по графику, приведенному на рисунке 2.3), C_X = 1,2;

Рисунок 2.3 — Рекомендуемые значения коэффициента лобового сопротивления С_х при обтекании трубопровода равномерным установившемся потоком жидкости

 

V – скорость донных течений на возвышении D_u от дна, м/с,                V = 0,5 м/с;

g – ускорение силы тяжести, м/с²,g = 9,81 м/с²;

 

β – угол между нормалью к оси трубопровода и направлением придонного течения, β = 0;

 

(P_Z)_расч – расчетное значение вертикальной подъемной силы от воздействия волн и течений, кг/м,

(2.25)

где К_сн – коэффициент снижения волновой нагрузки, К_сн = 0,6;

P_Z – вертикальная проекции нагрузки от волн, действующих на 1 м длины, кг/м,

(2.26)

 

где P_XC – скоростная компонента горизонтальной составляющей нагрузки от волн, кгс/м, P_XC = 136,8 кг/м;