Tipovye_raschyoty_pri_sooruzhenii_i_remonte
.pdf5.1.3. Расчеты параметров укладки подводных трубопроводов на дно |
|
траншеи……………………………………………………………... |
438 |
5.1.3.1. Параметры укладки подводных трубопроводов |
|
протаскиванием……………………………………………………. |
438 |
5.1.3.2. Параметры укладки подводных трубопроводов с |
|
поверхности воды…………………………………………………. |
445 |
5.1.4. Расчет берегоукреплений в створах подводных переходов…… |
453 |
5.1.5. Расчеты параметров укладки трубопроводов при наклонно- |
|
направленном бурении…………………………………………………. |
460 |
5.1.5.1. Расчет тяговой нагрузки………………………………….. |
466 |
5.1.5.2. Определение параметров бурового раствора…………… |
471 |
5.1.5.3. Расчет параметров напряженно-деформированного |
|
состояния рабочего трубопровода……………………………….. |
473 |
5.2.Надземные переходы……………………………………………………. 478
5.2.1.Расчет балочных переходов без компенсации продольных
деформаций……………………………………………………………… |
481 |
5.2.2. Расчет балочных переходов с компенсаторами………………... |
484 |
5.2.2.1. Однопролетный балочный переход……………………… |
484 |
5.2.2.2. Многопролетный балочный переход……………………. |
486 |
5.2.2.3.Расчет компенсаторов…………………………………….. 487
5.2.2.4.Влияние высотного положения опор на напряженное
состояние трубопровода………………………………………….. |
790 |
5.2.3. Расчет балочных переходов с поддерживающим элементом в |
|
виде фермы………………………………………………………………. |
494 |
5.2.4. Опоры балочных систем прокладки трубопроводов…………... |
498 |
5.2.4.1. Применяемые типы опор и опорных частей……………. |
498 |
5.2.4.2. Определение нагрузок, действующих на опоры |
|
трубопроводов…………………………………………………….. |
500 |
5.2.5. Расчет вантового перехода……………………………………… |
505 |
5.2.6. Расчет гибкого висячего перехода………………………………. |
508 |
5.2.6.1. Расчет несущего каната…………………………………... |
508 |
5.2.6.2. Расчет ветровых канатов………………………………..... |
514 |
5.2.6.3.Расчет пилонов……………………………………………. 515
5.2.6.4.Расчет нагрузок на опоры под пилоны и анкерные
опоры……………………………………………………………….. |
516 |
5.2.7. Расчет арочного перехода……………………………………….. |
518 |
5.3. Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные |
|
дороги……………………………………………………….. |
522 |
5.3.1. Расчет защитного футляра (кожуха) на прочность…………….. |
524 |
5.3.2. Оценка напряженно-деформированного состояния…………. |
533 |
5.3.3. Выбор оборудования при строительстве трубопроводных |
|
переходов через дороги…………………………………………………. |
535 |
5.3.3.1. Прокладка труб способом прокола………………………. |
538 |
5.3.3.2. Прокладка труб способом продавливания……………… |
539 |
|
9 |
5.3.3.3. Прокладка труб способом горизонтального бурения….. |
540 |
5.4. Примеры расчетов…………………………………………… |
550 |
Глава 6. Расчеты при обслуживании и ремонте трубопроводов…..… |
589 |
6.1. Общие сведения об обслуживании и ремонте линейной части |
|
магистральных газонефтепроводов…………………………………………. |
589 |
6.2. Определение основных параметров организации капитального ремонта |
|
линейной части магистральных трубопроводов.............................. |
591 |
6.3. Нагрузки, действующие на трубопровод при капитальном |
|
ремонте………………………………………………………………………… |
596 |
6.4. Расчет напряжений, возникающих в нефтепроводе при ремонте его с |
|
подъемом в траншее………………………………………………………….. |
602 |
6.5. Расчет напряжений, возникающих в нефтепроводе при ремонте его без |
|
подъема......................................................................................……………… |
607 |
6.6.Проверка прочности и устойчивости нефтепровода при капительном ремонте………………………………………………………………………… 612
6.7.Результаты расчетов технологических параметров ремонтных колонн
при ремонте с подъемом нефтепроводов…………………………... |
616 |
6.8. Расчет на прочность подземных трубопроводов при их |
|
демонтаже........................................................................................................... |
623 |
6.8.1. Последовательность расчета напряженно-деформированного |
|
состояния труб при демонтаже с вскрытием траншеи......................... |
622 |
6.8.2. Расчет параметров демонтажа трубопровода без вскрытия |
|
траншеи..................................................................................................... |
631 |
6.8.3. Расчет параметров демонтажа трубопровода с частичным |
|
удалением грунта засыпки....................................................................... |
635 |
6.9. Прогнозный расчет размыва грунта засыпки трубопровода на склоне |
637 |
6.9.1. Расчет дождевой эрозии склона с постоянным уклоном............ |
637 |
6.9.2. Расчет дождевой эрозии на склонах с переменным уклоном..... |
641 |
6.10. Прогнозный расчет роста и оценка параметров оврагов…………… |
643 |
6.11. Расчет устройств для закрепления вершин оврагов………………….. |
645 |
6.11.1. Конструкции устройств для закрепления вершин оврагов….. |
645 |
6.11.2. Расчет быстротока……………………………………………... |
648 |
6.11.3. Расчет дренажной подушки…………………………………… |
649 |
6.12. Примеры расчетов…………………………………………………… |
650 |
Глава 7. Расчеты надежности газонефтепроводов.....………………….. |
653 |
7.1. Общие представления о надежности газонефтепроводов…………… |
653 |
7.2. Расчет вероятности отказа стенки трубы……………………………… |
660 |
7.3. Метод контроля состояния изоляционного покрытия при эксплуатации |
|
по ГОСТ Р51164-98…………………………………………. |
663 |
7.3.1. Основные представления об электрохимической коррозии |
|
подземных трубопроводов…………………………………………….. |
663 |
10
7.3.2. Сущность и основные параметры комплексной защиты |
|
подземных трубопроводов от коррозии………………………………. |
665 |
7.3.3. Контроль защитных потенциалов и определение переходного |
|
сопротивления изоляции………………………………………………. |
670 |
7.4. Оценка малоцикловой долговечности трубопровода по стадии |
|
зарождения трещины………………………………………………………… |
672 |
7.5. Расчет остаточного ресурса стенки нефтепровода по характеристикам |
|
циклической трещиностойкости………………………… |
675 |
7.6. Расчет параметров остаточного ресурса в условиях стресс-коррозии.. |
678 |
7.6.1. Оценка максимально допустимой глубины стресс-коррозионного |
|
дефекта при рабочем давлении……………...………. |
678 |
7.6.2. Определение остаточного ресурса трубопровода с учетом |
|
фактической скорости стресс-коррозионного дефекта………………. |
680 |
7.7. Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной |
|
толщине стенки трубы………………………………………….... |
682 |
7.7.1. Общие положения и последовательность расчета……………... |
682 |
7.7.2.Расчет отбраковочной толщины стенки для промысловых трубопроводов…………………………………………………………… 684
7.7.3.Расчет отбраковочной толщины стенки магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов……………………………. |
686 |
7.7.4. Определение отбраковочной толщины стенки магистральных |
688 |
газопроводов и отводов……………………………………………….. |
|
7.8. Вероятностный расчет остаточного ресурса трубопровода с учетом |
|
общего коррозионно-эрозионного износа стенки трубы………………… |
689 |
7.9. Расчет напряженного-деформированного состояния криволинейных |
|
участков трубопроводов, находящихся в эксплуатации………..………… |
696 |
7.10. Примеры расчетов…………………………………………………….. |
701 |
Список литературы………………………………………………………….. |
718 |
ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………………… |
726 |
Приложение А. Общие данные……………………………………………. |
727 |
Приложение Б. Геометрические характеристики и масса труб………… |
743 |
Приложение В. Характеристики изолированных труб………………….. |
748 |
Приложение Г. Перечень технических условий на трубы……………….. |
749 |
Приложение Д. Категории участков магистральных трубопроводов….. |
772 |
Приложение Е. Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных |
|
магистральных насосов серии НМ.………………………………………… |
780 |
Приложение Ж. Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных подпорных |
|
насосов серии НПВ…...………………………………………… |
783 |
Приложение З. Расчетные разрывные усилия канатов……………………. |
785 |
Приложение И. Основные сведения о защитных покрытиях |
|
трубопроводов………………………………………………………………… |
791 |
|
11 |
Приложение К. Номограмма для определения конечного переходного |
|
сопротивления ,,труба – земля”........................................................................ |
797 |
Приложение Л. Удельное электрическое сопротивление грунтов.............. |
798 |
Приложение М. Этапы, величины давлений и продолжительность |
|
испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность |
800 |
Приложение Н. Характеристика 1 м длины трубы с балластными |
|
грузами……………………………………………………………………….. |
804 |
Приложение О. Теоретические коэффициенты концентрации напряжений |
|
на дефектах строительного и эксплуатационного |
|
происхождения................................................................................................... |
805 |
Приложение П. Карты районирования территории Российской Федерации |
|
по климатическим характеристикам……………………………………..…… |
807 |
12
Издание приурочено к 100-летнему юбилею со дня рождения Тарана Владимира Диомидовича
ПРЕДИСЛОВИЕ
Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа – составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем. Он является одним из дешевых видов транспорта, обеспечивая энергетическую безопасность страны и в то же время позволяет существенно разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.
Магистральный трубопроводный транспорт – важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса России. На территории РФ создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов. Протяженность магистральных трубопроводов в России превысила 225 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей – более 155 тыс. км, нефтепроводных – 50 тыс. км, нефтепродуктопроводных – 20 тыс. км. С помощью магистрального трубопроводного транспорта перемещается 100 % добываемого природного газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки.
Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопроводов.
Многие вопросы технологии строительства нефтегазовых объектов рассмотрены в трудах основоположника специальности «Сооружение газонефтепроводов и хранилищ» профессора, доктора технических наук, заслуженного деятеля науки и техники РСФСР Владимира Диомидовича Тарана.
13
Большой вклад в разработку научных основ строительства и ремонта объектов трубопроводного транспорта в различных инженерно-геологических условиях внесли В.Л. Березин, П.П. Бородавкин, А.Б. Айнбиндер, А.Г. Гумеров, О.М. Иванцов, А.Г. Камерштейн, И.И. Мазур, К.Е. Ращепкин, Л.Г. Телегин, Н.Х. Халлыев, В.Л. Харионовский, В.Г. Чирсков, Э.М. Ясин и другие.
В настоящее время в системе добычи и использования энергоносителей, можно выделить три главных направления развития систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа из России: Балтийское, Северное и Восточное.
Строительство нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО) диаметром 1220 мм с рабочим давлением 10 МПа и протяженностью 4188 км, рассчитанного на перекачку 80 млн. т нефти в год, станет самым крупным трубопроводным коммерческим проектом начала XXI века.
Крупнейший проект транспортировки газа на Балтийском направлении – Северо-Европейский газопровод диаметром 1067мм с рабочим давлением 20 МПа, 1089 км которого будет проложено по дну Балтийского моря на глубинах до 180 м, выход на проектную мощность 30 млрд м3 к 2010 году. Указанные трубопроводные трассы по своей технической сложности не имеют аналогов в мировой практике строительного проектирования.
Учитывая старение и высокий износ основных фондов нефтегазотранспортных систем на ближайшие годы поставлены крупномасштабные задачи в области диагностики и ремонта линейной части трубопроводов, позволяющие существенно повысить надежность и безопасность работы трубопроводных магистралей.
Допущенное Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебного пособия 1-е издание книги Л.А.Бабина, Л.И.Быкова, В.Я.Волохова «Типовые расчеты по сооружению трубопроводов» вышло из печати в 1979г. и пользуется неизменным спросом не только у студентов, но и у инженерно-технических работников топливноэнергетического комплекса.
В предлагаемом издании учтены положения новых нормативнотехнических документов, существенно расширен круг рассматриваемых задач.
Авторами обобщенны материалы трудов специалистов ВНИИСТа, ВНИИГАЗа, ГУП «ИПТЭР», «Гипротрубопровода», «Гипроспецгаза», РГУНГа им И.М. Губкина, УГНТУ и собственые работы по проектированию, строительству, эксплуатации, диагностике и ремонту линейной части газонефтепроводов.
Авторы
14
1 |
|
КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ |
|
О МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ |
|
|
И ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ, |
|
ГЛАВА |
|
НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА |
|
|
|
1.1. Назначение, состав, классификация и категория магистральных трубопроводов
Магистральные трубопроводы – это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов (в газообразном или сжиженном состоянии), нефти, нефтепродуктов, воды, твердых и сыпучих тел, взвешенных в потоке воздуха или воды, от мест их добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка).
В состав магистральных трубопроводов входят:
•нефтеперекачивающие (НПС) и компрессорные (КС) станции;
•емкости для хранения нефти, нефтепродуктов и газа;
•линейная часть трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС и т.д.;
•линии электропередачи, установки электрохимзащиты (ЭХЗ);
•противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;
•постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль
трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки и т. д.
В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1,2 – 10 МПа должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СНиП 2.05.06-85* [114]). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40°С.
Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления p делятся на два класса:
класс I 2,5 МПа < p < 10,0 МПа;
15
класс II 1,2 МПа < p < 2,5 МПа.
Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. в зависимости от условного диаметра DУ подразделяются на четыре класса:
класс I 1000мм < DУ ≤ 1200 мм;
класс II 500мм < DУ ≤ 1000 мм;
класс Ш 300мм < DУ ≤ 500 мм; класс IV DУ < 300 мм.
Чем выше класс трубопровода, тем большую опасность он представляет в случае разрушения, и тем будут большие расстояния от оси трубопровода до близлежащих населенных пунктов, промышленных предприятий, а также отдельных зданий и сооружений, определяемые по табл. 4* [114].
Разделения трассы магистрального трубопровода по категориям.
Магистральные трубопроводы проходят по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают водные преграды, автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередачи, линии связи и т.д. Поэтому в зависимости от условий работы трубопровода, а также для безопасности расположенных вблизи трассы объектов согласно СНиП 2.05.0685* линейная часть (табл. 1.1) и отдельные участки магистральных трубопроводов (приложение Д) подразделяются на пять категорий: В, I, II, Ш и IV. В каждой категории предъявляются определенные требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия (табл. 1.1,
табл. 1.2).
Категорийность линейной части магистральных трубопроводов и их участков зависит от вида транспортируемого продукта и условного диаметра трубопровода.
Категорийность линейной части и отдельных участков промысловых трубопроводов приведена в ведомственных строительных нормах СП-34-116-97 [125].
Категории магистральных трубопроводов |
Таблица 1.1 |
||
|
|||
|
Категория трубопровода |
||
Назначение трубопровода |
при прокладке |
||
подземной |
наземной и |
||
|
|||
|
надземной |
||
Для транспортирования природного газа: |
|
|
|
а) диаметром менее 1200 мм |
IV |
III |
|
б) диаметром 1200 мм и более |
III |
III |
|
в) в северной строительно-климатической зоне |
III |
III |
|
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов: |
|
|
|
а) диаметром менее 700 мм |
IV |
III |
|
б) диаметром 700 мм и более |
III |
III |
|
в) в северной строительно-климатической зоне |
III |
III |
16
Таблица 1.2
Требования, предъявляемые к участкам различных категорий магистральных трубопроводов
|
Коэффициент условий |
Количество монтаж- |
Величина давления |
|
ных сварных соеди- |
||
Категория |
работы трубопровода |
нений, подлежащих |
при испытании и |
трубопровода |
при расчете его на |
контролю физичес- |
продолжительность |
и его участка |
прочность, устойчи- |
кими методами, |
испытания |
вость и деформатив- |
|||
|
ность m |
% общего |
трубопровода |
|
количества |
|
|
|
|
|
|
В |
0,60 |
|
|
I |
0,75 |
Принимается по СНиП III-42-80* [123] |
|
II |
0,75 |
||
III |
0,90 |
|
|
IV |
0,90 |
|
|
Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.
1.2. Конструктивные решения магистральных трубопроводов
Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть – непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная по трассе тем или иным способом.
В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов.
Подземная схема укладки является наиболее распространенной (98% от общей протяженности) и предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб (рис. 1.1).
При подземной укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами данная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходимость специальной балластировки (особенно газопроводов) на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия от почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства.
17
а |
б |
в |
г |
д |
е |
Рис. 1.1. Подземные схемы прокладки трубопровода:
а – прямоугольная форма траншеи; б – трапецеидальная форма траншеи; в – смешанная форма траншеи; г – укладка с седловидными пригрузами, д – укладка с использованием винтовых анкеров для закрепления против всплытия; е – укладка в обсыпке из гидрофобизированных грунтов
Наземные схемы прокладки (рис. 1.2) преимущественно используются в сильно обводненных и заболоченных районах при высоком уровне грунтовых вод и очень малой несущей способности верхнего слоя грунта, на солончаковых грунтах, при наличии подстилающих скальных пород, а также при пересечении с другими коммуникациями.
При наземной прокладке верхняя образующая трубопровода располагается выше отметок дневной поверхности, а нижняя образующая – ниже, на уровне или выше дневной поверхности. Для уменьшения объема насыпи и увеличения устойчивости трубопровода в горизонтальной плоскости (особенно на криволинейных участках) рекомендуется проектировать прокладку трубопровода в неглубокую траншею глубиной 0,4 – 0,8 м с последующим сооружением насыпи необходимых размеров. При всех ее преимуществах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и необходимость устройства большого числа водопропускных сооружений.
18