Расчеты и технологии магистральных трубопроводов нефти и газа

Схема прокладки А1.dwg

Осевой сдвиг ротора нагнетателя
Ограничитель раскрутки СТ
Давление газа на всасывании
Термометр сопротивления ТСМ-0897 с
преобразователем 7В34-03-1
Датчик частоты вращения ДЧВ-2500А
Преобразователь давления Метран 43Ф-Ех-ДД
Преобразователь давления ТЖИУ-406-1
Преобразователь давления ТЖИУ-406
Преобразователь вибрации ИВ-Д-ПФ-5М
с датчиком вибрации МВ-04-3
Датчик виброперемещения ИКЛЖ. 402248
Термометр сопротивления ТСМ-1080
Оголовок для протаскивания
Траектория пилотной скважины
Бурение пилотной скважины
Прямое расширение скважины
Протаскивание плети рабочего трубопровода
Угол выхода буровой колонны
подруслового участка
направленного бурения

КИПиА 1.dwg

Осевой сдвиг ротора нагнетателя
Ограничитель раскрутки СТ
Давление газа на всасывании
Термометр сопротивления ТСМ-0897 с
преобразователем 7В34-03-1
Датчик частоты вращения ДЧВ-2500А
Преобразователь давления Метран 43Ф-Ех-ДД
Преобразователь давления ТЖИУ-406-1
Преобразователь давления ТЖИУ-406
Преобразователь вибрации ИВ-Д-ПФ-5М
с датчиком вибрации МВ-04-3
Датчик виброперемещения ИКЛЖ. 402248
Термометр сопротивления ТСМ-1080
преобразователем 7В34-01-1
Температура воздуха на входе в ГТУ
Температура воздуха за КГГ
Температура газов за КС
Температура газов за ТГГ
Температура продуктов сгорания
Температура газа перед Н
Температура газа после Н
Температура атмосферного воздуха
Температура пускового газа
Температура топливного газа перед СК
Температура топливного газа перед ДГ
Перепад давления на конфузоре Н
Давление газа перед Н
Давление газа после Н
Давление воздуха за КГГ
Давление газа за ТГГ
Давление пускового газа
Давление топливного газа на входе ГТУ
Давление топливного газа на входе ДГ
Перепад давления "масло-газ
Перепад давления на защитной решетке
Перепад давления на обратном клапане
Перепад давления воздуха на блоках циклонов ВОУ
Перепад давления воздуха на блоке фильтров ВОУ
Виброперемещение ПОН
Виброперемещение ЗОН
Виброскорость передней опоры двигателя
Виброскорость задней опоры двигателя
Частота вращения КГГ
Частота вращения СТР
Управление кранами 12456
Управление стартером
Положение байпасных клапанов
Управление положением ДГ
Управление положением ЗРУ
Управление положением СК
Управление кранами 1011
Управление кранами 912
Температура воздуха под кожухом двигателя
- Задняя опора нагнетателя
- Передняя опора нагнетателя
- Турбина газогенератора
- Компрессор газогенератора
- Дозатор газа ДГ90Г1
- Заслонка резервного управления
- Воздухоочистительное устройство
Преобразователь давления ТЖИУ-406.233.001
Преобразователь давления ТЖИУ-406.233.006
Преобразователь давления ДЕМ 102-2-05-2
Преобразователь давления ДЕМ 202-1-01А-2

Приложение П карта5.doc

РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Продолжение прилож. П
ПО СРЕДНЕЙ МЕСЯЧНОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ ВОЗДУХА (С В ЯНВАРЕ

Плакат 7-1 (4).cdw

ПК 0-04 Точка выхода буровой колонны
Площадка №7 для монтажа дюкера
Схема размещения оборудования на площадке №4 и №7
(точка входа трубопровода)
Стелаж буровых штанг
Площадка установок по регенерации
Котлован-шламоприемник

КИПиА 3 мой.dwg

другим организациям и лицам
размножению или передаче
Данный чертеж не подлежит
Датчик давления ТЖИУ
КЛУШ. 074735. О38 СБ
Схема функциональная
Тензопреобразователь давления
Преобразователь напряжения в ток
Переключатель диапазона измерения
Резисторы подстроенные
Блок термокомпенсации и регулировки
Усилитель дифференциальный
Стабилизатор напряжения

Рисунок 1.7-план трассы.dwg

Рисунок 1.7 - План трассы
-проектируемый узел задвижек; 6-площадка камеры пуск и приема очистных устройств;
-проектируемый участок резервной нитки (L=66 м); 9-заглушка (Dу=500 мм); 10-проектируемая перемычка (L=36 м);
-проектируемый участок; 2-демонтируемый участок основной нитки; 3-резервная нитка нефтепровода "ТОН-2"; 4-лупинг МН "ТОН-2";
Угол поворота 17 40'
Угол поворота 27 12'
Угол поворота 45 00'
Угол поворота 43 46'
Угол поворота 43 45'
Угол поворота 44 00'
Угол поворота 11 00'
Угол поворота 24 00'
Продолжение рисунка 1.7
-проектируемая перемычка (L=16 м);
-проектируемый участок резервной нитки (674 м); 12-футляр (L=25 м)
Левый берег реки Иртыш
Правый берег реки Иртыш

Приложение П карта4.doc

РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ
Продолжение прилож. П
ФЕДЕРАЦИИ ПО ТОЛЩИНЕ СТЕНКИ ГОЛОЛЕДА

КАРТЫ РАЙОНИРОВАНИЯ ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ.doc

ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО КЛИМАТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ

ВВЕДЕНИЕ - мое.doc

Объекты трубопроводного транспорта нефти относятся к категории
опасных отказ которых сопряжен как правило со значительным материальным
и экологическим ущербом.
Определяющим критерием экологической безопасности нефтепроводов
является их надежность – одни из основных показателей качества любой
конструкции (системы) заключающийся в способности выполнять заданные
функции сохраняя свои эксплуатационные свойства в течение требуемого
Наибольшее внимание в области обеспечения требований экологической
безопасности и повышения надежности нефтепроводов уделяется подводным
Подводные переходы магистральных нефтепроводов согласно СНиП 2.05.06 –
* относятся к участкам высшей и первой категорий. Высокие требования к
подводным переходам обусловлены главным образом двумя причинами: во –
первых подводные переходы представляют наибольшую опасность с точки зрения
экологического загрязнения среды в случае аварии во – вторых они являются
участками с высоким уровнем напряженно – деформированного состояния.
В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция подводного
перехода через реку Иртыш. Объект был введен в эксплуатацию в 1984 году.
Капитальный ремонт участка не производился. Целью реконструкции является
повышение надежности нефтепровода при его дальнейшей эксплуатации и
снижение вероятности возникновения аварийной ситуации.
Строительство перехода через водную преграду производится методом
наклонно–направленного бурения (ННБ). Это один из наиболее прогрессивных
методов строительства переходов магистральных трубопроводов через различные
Метод наклонного бурения возник как новый способ прокладки труб под
препятствиями наносящий наименьший экологический ущерб окружающей среде
человеку самому препятствию и экономически более выгодный по сравнению с
традиционными методами.
К основным преимуществам метода наклонного бурения пред траншейными
- меньшая суммарная стоимость в основном за счет уменьшения
эксплуатационных затрат;
- меньшее время выполнения строительных работ;
- большая надежность и меньший риск аварий;
- большая экологическая безопасность;
- меньшее воздействие на водный объект на смежные сооружения.
В технологической части дипломного проекта более подробно
рассматриваются достоинства и недостатки метода наклонно – направленного
В разделе контрольно–измерительные приборы (КИП) и автоматика
рассмотрена функциональная схема автоматизации узлов задвижек дано ее
описание. Устройство и принцип действия используемых приборов.
В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены анализ
производственных опасностей и вредностей вредное воздействие нефти на
организм человека. Рассмотрены меры по технике безопасности и по охране
труда при выполнении работ представляющих наибольшую опасность и сложность.
Мероприятия по ликвидации последствий возможных аварий.
В экономической части проведен анализ производственно-хозяйственной
деятельности предприятия. Сделан сметный анализ стоимости реконструкции
подводного перехода.

4) 2-я часть Глава-1б.DOC

1.5. Технологический расчет
магистрального газопровода
выбрать рабочее давление определить число компрессорных станций (КС) и
расстояние между ними;
выполнить уточненный тепловой и гидравлический расчет участка
газопровода между двумя компрессорными станциями;
выбрать тип газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и произвести расчет
Основными исходными данными для технологического расчета
магистрального газопровода являются:
плановый объем транспортируемого газа Qг млрд. м3год;
состав транспортируемого газа и свойства его компонентов;
протяженность газопровода L км;
характеристики труб и газоперекачивающих агрегатов;
данные о температуре окружающей среды и воздуха в районе сооружения
5.1 Выбор рабочего давления определение числа КС
И РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ НИМИ
РАСЧЕТ ВЫПОЛНЯЕТСЯ В СООТВЕТСТВИИ С ТРЕБОВАНИЯМИ НОРМ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ [84].
Для определения числа компрессорных станций необходимо уточнить
рабочее давление в газопроводе и давление на входе компрессорной станции.
Выбранные давления должны соответствовать нормативным давлениям на входе и
выходе центробежных нагнетателей в соответствии с их характеристиками [4].
Выбор рабочего давления. Современные газопроводы работают с рабочим
давлением 735 МПа (75 кгссм2). При этом абсолютное давление на
нагнетании pнаг центробежного нагнетателя (ЦН) не должно превышать
6 МПа (76 кгссм2). Анализ характеристик ЦН [4] показывает что
давление на всасывании pвс центробежного нагнетателя находится в
интервале 497 – 518 МПа (507 – 528 кгссм2).
Расчет свойств транспортируемого газа. Основными свойствами газа
необходимыми для выполнения технологического расчета газопровода являются:
плотность молярная масса газовая постоянная псевдокритические
температура и давление относительная плотность газа по воздуху. Некоторые
свойства компонентов природных газов [43] приведены в табл. 1.7.
Физические свойства компонентов природных газов
Газ Плотность кгм3 Динамическая Молярная Газовая
вязкость 107 Па(смасса постоянная
при 273К при 293К при 273К при 293К
и 01013 и 01013 и 01013 и 01013
Метан CH4 0717 0669 1020 1102 1604 51857
Этан C2H6 1356 1264 0880 0940 3007 27664
Пропан C3H8 2010 1872 0770 0820 4409 18868
Бутан C4H10 2307 2519 0690 0760 5812 14308
Пентан C5H123457 3228 0636 0632 7215 11523
Азот N2 1251 1165 1710 1840 2802 29675
Окись 1250 1165 – – 2801 29694
Двуокись 1977 1842 1400 1650 4401 18897
Сероводород 1539 1434 1230 – 3402 11523
Воздух 1293 1206 1745 1822 2896 29270
Плотность газа при стандартных условиях (293К и 0101325 МПа)
определяется по формуле аддитивности (сложения):
где а1 аn – доля каждого компонента в смеси для данного состава
газа; (1 (n – плотность компонента при стандартных условиях кгм3.
где M1 Mn – молярная масса компонента кгкмоль.
Газовая постоянная (Дж(кг·К))
где [pic] – универсальная газовая постоянная Дж(кмоль·К).
Псевдокритические температура Tпк (К) и давление pпк (МПа) для
природных газов с содержанием метана 85% и более могут быть найдены по
известной плотности газа при стандартных условиях [84]:
Относительная плотность газа по воздуху
Суточная производительность газопровода при стандартных условиях Q
(млн. м3сут) определяется по формуле:
где kН – оценочный коэффициент пропускной способности газопровода
который ориентировочно можно принять kН =09.
Определение расстояния между компрессорными станциями.
Пользуясь формулой пропускной способности газопровода
выразим длину линейного участка между компрессорными станциями
где Dвн – внутренний диаметр газопровода м; pн и pк – соответственно
давления в начале и в конце линейного участка газопровода МПа; ( –
коэффициент гидравлического сопротивления; Zcp – средний по длине
коэффициент сжимаемости газа Zcp=f(pcp Tcp); ( – относительная
Условный диаметр газопровода в зависимости от принятого рабочего
давления ориентировочно можно определить по табл.1.8.
Ориентировочные значения диаметра газопровода
Годовая производительность
DУ мм QГ млрд.м3год
pНАГ=55 МПа pНАГ=75 МПа
pВС =38 МПа pВС =51 МПа
00 92 – 112 121 – 148
00 146 – 178 193 – 235
00 215 – 264 284 – 347
Для расчета расстояния между КС можно принять ориентировочное значение
средней температуры например
где TO – температура окружающей среды на глубине заложения
газопровода; TH – температура газа на входе в линейный участок которую
можно принять равной 303 – 313К.
Давление в начале участка газопровода определяется по формуле [84]:
где (pВЫХ – потери давления в трубопроводе между компрессорным цехом и
узлом подключения к линейной части магистрального газопровода (без учета
потерь давления в системе охлаждения транспортируемого газа); (pОХЛ –
потери давления в системе охлаждения газа включая его обвязку.
Для охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) следует
принимать (pОХЛ=006 МПа. При отсутствии охлаждения газа (pОХЛ=0
Потери давления могут быть приняты по табл. 1.9.
Потери давления газа на КС [84]
Давление Потери давления газа на КС МПа
на всасывании [pic] на
при одно- при двух-
ступенчатой ступенчатой
Давление в конце участка газопровода
где [pic] – потери давления газа на входе КС с учетом потерь давления
в подводящих шлейфах и на узле очистки газа (принимается по табл. 1.9).
Коэффициент гидравлического сопротивления ( определяется по формуле:
где ЕГ – коэффициент гидравлической эффективности принимается по
результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой
методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической
эффективности принимается равным 095 если на газопроводе имеются
устройства для периодической очистки внутренней полости трубопроводов а
при отсутствии указанных устройств принимается равным 092.
Коэффициент сопротивления трению для всех режимов течения газа в
газопроводе определяется по формуле:
где kЭ – эквивалентная шероховатость труб: для монолитных труб без
внутреннего антикоррозионного покрытия принимается равной 3·10-5 м;
Dвн – внутренний диаметр трубопровода м; Re – число Рейнольдса которое
определяется по формуле:
где Q – производительность газопровода млн. м3сут; Dвн – внутренний
диаметр газопровода м; ( – коэффициент динамической вязкости Па(с.
В первом приближении можно принять квадратичный режим течения газа и
Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:
где значения приведенных давления и температуры при p=pCP и T=TСР
Среднее давление в газопроводе
Вычислив расстояние между КС по формуле (1.45) определяем требуемое
число компрессорных станций:
После округления найденного числа КС n0 до целого значения n (как
правило в большую сторону) уточняем значения расстояния между КС
5.2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка
газопровода между двумя компрессорными станциями
УТОЧНЕННЫЙ ТЕПЛОВОЙ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ УЧАСТКА
ГАЗОПРОВОДА МЕЖДУ ДВУМЯ КОМПРЕССОРНЫМИ СТАНЦИЯМИ ПРОИЗВОДИТСЯ ЦЕЛЬЮ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ ГАЗА В КОНЦЕ РАССМАТРИВАЕМОГО УЧАСТКА.
Абсолютное давление в конце участка газопровода определяется из
формулы расхода (1.44):
В этом уравнении величина ( вычисляется по формуле (1.50) с учетом
коэффициента динамической вязкости ( при средних значениях температуры и
давления газа на линейном участке которые определяются методом
последовательных приближений.
Порядок дальнейшего расчета будет следующий:
) Принимаются в качестве первого приближения значения ( и Zcp найденные
из предварительного определения расстояния между КС. Значение Тср
определяется по формуле (1.46).
) По формуле (1.60) определяется в первом приближении значение pк.
) Определяется среднее давление pср по формуле (1.57).
) По формулам (1.54) и (1.55) с учетом средних значений давления и
температуры определяем средние приведенные давление pпр и температуру Тпр.
Для расчета конечного давления во втором приближении вычисляются
уточненные значения Тср ( и Zcp. Для этого при определении Тср
будем использовать величины средней удельной теплоемкости Ср
коэффициента Джоуля-Томсона Di и коэффициента аt вычисленные для
значений pср и Тср первого приближения.
) Удельная теплоемкость газа Ср (кДж(кг(К)) определяется по формуле:
) Коэффициент Джоуля–Томсона Di (КМПа) вычисляется по формуле:
) Средняя температура газа рассчитывается по формуле:
где at – коэффициент (1км) рассчитываемый по формуле:
Кср – средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от
газа в окружающую среду Вт(м2(К).
) Коэффициент сжимаемости Zcp определяется по формуле (1.53).
) Коэффициент динамической вязкости рассчитывается по формуле:
) Число Рейнольдса вычисляется по формуле (1.51).
) Коэффициент сопротивления трению (ТР и коэффициент гидравлического
сопротивления ( вычисляются соответственно по формулам (1.50) и (1.49).
) Определяем конечное давление во втором приближении по формуле (1.60).
) Если полученный результат отличается от предыдущего приближения более
чем на 1% имеет смысл уточнить расчеты выполняя третье приближение
начиная с пункта 3. Если результат удовлетворяет требованиям точности
расчетов переходим к следующему пункту.
) Уточняется среднее давление по формуле (1.57).
) Определяется конечная температура газа
На этом тепловой и гидравлический расчет участка газопровода
Значение коэффициента теплопередачи Кср в выражении (1.64) для
подземных газопроводов (без тепловой изоляции) следует определять по
λгр – коэффициент теплопроводности грунта Вт(мК); Dн – наружный
диаметр газопровода м; ho – глубина заложения оси газопровода от
поверхности грунта м; сн – толщина снежного покрова м; λсн –
коэффициент теплопроводности снежного покрова допускается принимать в
зависимости от состояния снега: снег свежевыпавший λсн=01 Вт(м·К);
снег уплотненный λсн=035 Вт(м·К); снег тающий λсн=064 Вт(м·К);
αв – коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу
где – скорость ветра мс.
Для практических расчетов коэффициент теплопроводности грунта λгр
может быть рассчитан по следующим эмпирическим формулам:
для смешанного грунта (песок глина суглинок супесь песчаник известняк)
где гр – влажность грунта %; Tгр – температура грунта на глубине
заложения оси газопровода К; ρгр – плотность грунта тм3.
Расчетное значение коэффициента теплопередачи можно определить также
где D – внутренний диаметр газопровода м; [pic]– базовый коэффициент
теплопередачи для газопровода диаметром 1 м.
При ориентировочных расчетах допускается принимать: для песка
[p для суглинка [p для
смешанного грунта [pic]127 – 134 Вт(м2(К).
5.3. Выбор типа ГПА и расчет режима работы КС
Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики
ЦН представляющие зависимость степени повышения давления (
политропического коэффициента полезного действия (ПОЛ и приведенной
относительной внутренней мощности
от приведенной объемной производительности
при различных значениях приведенных относительных оборотов
где (ВС zВС TВС QВС – соответственно плотность газа коэффициент
сжимаемости температура газа и объемная производительность ЦН приведенные
к условиям всасывания; R – газовая постоянная вычисленная по формуле
(1.39); zПР RПР TПР – условия приведения для которых построены
характеристики ЦН; N
n nН – соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и
номинальная частота вращения.
Основные параметры некоторых типов ЦН приведены в табл. 1.10 [471].
Основные параметры некоторых типов центробежных нагнетателей
при номинальном режиме работы
Тип ЦН QН Давление Приведенные параметры nН
млн.м3сут(абс.) МПа мин-1
ГПА-Ц-63 6300 288 095 13 5740 8610
ГТК-10 10000 288 095 37 3300 5100
ГПУ-10 10000 298 095 37 3360 5300
ГТН-10И 10000 288 095 20 4550 6870
ГТК-16 16000 288 095 32 3500 4850
ГТН-16 16000 288 095 32 4400 6600
ГПА-Ц-16 16000 288 095 28 3430 5150
ГТН-25 25000 288 095 32 3500 3900
ГТН-25И 25000 288 095 22 3270 5100
) Производится сравнение Ne и NeP . должно выполняться условие Ne (
NeP. При невыполнении этого условия следует увеличить число mН и
повторить расчет начиная с пункта 2.
) Определяется температура газа на выходе ЦН
где k – показатель адиабаты природного газа k=131.
Рис. 1.12. Приведенная характеристика центробежного нагнетателя по методике

прилож Л.frw

ВВЕДЕНИЕ.doc

Один из наиболее прогрессивных методов строительства переходов
магистральных трубопроводов через различные водные преграды – наклонно-
направленное бурение (ННБ). При применении этого метода не требуется
проводить берегоукрепительные работы ликвидировать размывы и оголения
трубопровода а значительная глубина его залегания увеличенная толщина
стенки и использование качественных изоляционных материалов обеспечивают
высокую эксплуатационную надежность сооруженных подводных переходов.
На предприятиях компании «Транснефть» метод ННБ применяется с 1997
года. За это время он прошел всестороннюю апробацию и стал основным при
строительстве и реконструкции подводных переходов магистральных
нефтепроводов (ППМН).
Для строительства подводных переходов методом ННБ в компании была
разработана нормативная база в частности - ведомственные нормы
«Строительство подводных переходов нефтепроводов способом наклонно
направленного бурения» (1999 год). Новая редакция ведомственных норм
строительства подводных переходов магистральных нефтепроводов методом ННБ
накопленный в «Транснефти» за последние шесть лет.
Важная роль в сооружении подводного перехода рассматриваемым методом
«Гипротрубопровод» создан отдел технологии направленного бурения (ТНБ)
который занимается проектированием технического процесса строительства
таких скважин. Индивидуальный подход к разработке каждого проекта с учетом
горно-геологических условий каждого подводного перехода - одна из
предпосылок успешной реализации проекта.
При внедрении нового метода строительства подводных переходов важно
накапливать фактический материал по результатам буровых работ в различных
горно-геологических условиях. Осуществление авторского надзора проектной
организацией дает возможность накапливать и обобщать опыт бурения вести
учет и анализ технических и технологических проблем. Изучение результатов
авторского надзора и их обобщение позволяют совершенствовать технологию
Одна из наиболее важных проблем при ведении буровых работ -
соответствие свойств промывочной жидкости условиям бурения. Лаборатория
буровых растворов которая входит в состав отдела ТНБ занимается изучением
взаимодействия буровых растворов с образцами грунтов исследованием
реагентов в целях оптимизации свойств растворов применяемых на различных
этапах строительства подводного перехода. Здесь ведутся также многоплановые
исследовательские работы по изучению процессов происходящих при
строительстве скважины подводного перехода.
Опыт строительства ППМН на предприятиях «Транснефти» позволил
определить что в каждом регионе где пролегают магистральные нефтепроводы
есть свои особенности требующие определенного подхода при строительстве.
Эти особенности связаны с горно-геологическими условиями зон.
характеризуются чередованием грунтов с различной прочностью (река Енисей) и
наличием скальных грунтов (реки Ия Золотой Китат и др.)
Помимо отличий горно-геологических условий каждый ППМН имеет свои
особенности осложняющие ведение работ - различную протяженность
разновысотность берегов опасность гидроразрыва пород и др. В связи с этим
при строительстве каждого перехода требуется индивидуальный подход.
В столь сложном начинании как внедрение новой технологии
строительства ППМН естественно возникают различные проблемы.
работ предусматривающая строительство пилотного ствола и его
одноступенчатое расширение до конечного диаметра. Данная технология
полностью себя оправдала при строительстве подводных переходов
трубопроводов диаметром 530-1220 мм и протяженностью 500-600 м в различных
горно-геологических условиях. Однако по мере усложнения горно-геологических
условий и увеличения протяженности перехода границы применимости
одноступенчатого метода сужаются. Это обусловлено тем что при большом
конечном диаметре скважины и следовательно большой площади
разрабатываемого забоя приходится создавать значительные нагрузки на
бурильный инструмент. Бурильная колонна работает в этом случае при
повышенных нагрузках поэтому увеличивается вероятность усталостного
разрушения труб и отказа конструктивных элементов буровых установок. Другое
ограничение применимости одноступенчатого метода - необходимость
использования значительных объемов бурового раствора что обусловлено
технологией ведения работ. Известно что во избежание технологических
осложнений нежелательно повышать концентрацию шлама в буровом растворе
более чем на 10 % (максимально допустимое содержание шлама - 30-35 %)
поэтому необходимость применения больших объемов бурового раствора приводит
к необходимости его регенерации в целях многократного использования.
Для сокращения сроков строительства ППМН методом ННБ увеличивают
количество этапов расширения пилотной скважины. Многоэтапный метод
позволяет увеличить скорость бурения снизить материалоемкость бурового
раствора и уменьшить его объем за счет уменьшения площади забоя и
соответственно объема выбуриваемой породы.
при многоступенчатом расширении исходя из проектируемой площади забоя для
Проектирование количества этапов расширения ствола пилотной скважины в
свою очередь выдвигает новые требования к типоразмеру и вооружению
расширителей. Основные типоразмеры расширителей используемых в практике
строительства подводных переходов перекрывают лишь часть практически
значимой области прочностных свойств грунтов.
Большое значение для успешной реализации метода ННБ в технологии
строительства ППМН имеет работоспособность бурильных труб. Разрабатываемая
позволит в будущем более точно назначать диапазоны допустимого нагружения
колонны и свести к минимуму аварийность которая может быть вызвана
поломкой инструмента.
Решается в «Транснефти» и проблема утилизации отработанного бурового
раствора и шлама выбуренной породы которые при одноступенчатом способе
строительства скважины могут составлять значительные объемы (остатки
бурового раствора - в среднем 10-20 тыс. м3 и больше).
Окончательная операция определяющая успешность строительства
перехода протаскивание трубопровода через пробуренную скважину. При этом
большое значение имеет балластировка трубопровода. Наиболее доступен и
прост для реализации вариант балластировки трубопровода путем заполнения
Естественно вопрос строительства подводных переходов значительной
протяженности в природно-климатических условиях России занимает особое
место поэтому в «Транснефти» рассматриваются факторы ограничивающие
протяженность ППМН сооружаемых методом ННБ. Во-первых это горно-
геологические условия во-вторых фактор устойчивости несцементированных
грунтов в стволе скважины (его влияние остается наименее изученным) и в-
третьих технико-технологические ограничения — мощность буровой установки
эффективность породоразрушающего инструмента для расширения скважины
возможность передачи осевого усилия и крутящего момента через буровую
колонну прочностные характеристики прокладываемого трубопровода и
изоляционного покрытия.
Первоочередная задача в совершенствовании технологии строительства
переходов методом ННБ - сокращение времени и стоимости строительства за
счет применения более эффективных технологий и более дешевых расходных
материалов то есть необходимо сделать метод конкурентоспособным по
стоимости в сравнении с траншейным.
Необходимо развивать отечественную материальную базу ведения работ:
создавать нормальный ряд буровых установок налаживать производство
расширителей эффективно работающих в определенных диапазонах структурно-
механических свойств грунтов создавать буровые растворы на основе
отечественных бентонитов и реагентов решать вопросы производства бурильных
труб долот винтовых двигателей палаток для работы в зимних условиях
вспомогательных механизмов и приспособлений приборов и устройств для
определения и фиксирования значений режимно-технологических параметров.
В заключение можно отметить что самый сложный период внедрения метода
ННБ в России уже пройден. В этой области уверенно прокладывают себе дорогу
в мире и в стране опыт вместе с проектными и исследовательскими
организациями постоянно работают над совершенствованием технологии
строительства подводных переходов методом ННБ выполняя задачу повышения
надежности и экологической безопасности трубопроводного транспорта нефти

Плакат 7.cdw

ПК 0-04 Точка выхода буровой колонны
Площадка №7 для монтажа дюкера
Точка входа (забуривания)
Основание из жб плит
Створ проектируемого
Схема размещения оборудования на площадке №4 и №7
- стелаж буровых штанг
- гидравлический дизель
- дизель-электрогенератор
- дизель бурового насоса
- блок приготовления бурового раствора
- трубопровод для отвода шлама
- трубопровод для забора воды
- котлован-шламоприемник
- роликовая опора на жб плите
- крепежный колышек (стальной прут
- площадка установок по регенерации
и по переработке и утилизации бурового раствора
Схема размещения оборудования на площадке №1
расстановка основного оборудования
(точка входа трубопровода)

РЕФЕРАТ-мой.doc

В ДИПЛОМНОМ ПРОЕКТЕ РАССМАТРИВАЮТСЯ ВОПРОСЫ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДВОДНОГО
ПЕРЕХОДА ЧЕРЕЗ РЕКУ ИРТЫШ. ОБЩИЙ ОБЪЕМ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА СОСТАВЛЯЕТ 143
СТРАНИЦЫ ВКЛЮЧАЯ 17 ТАБЛИЦ 20 РИСУНКОВ И СХЕМ 8 ЛИСТОВ ЧЕРТЕЖЕЙ ФОРМАТА
В технологической части рассмотрена технология строительства перехода
методом наклонно–направленного бурения (ННБ) его достоинства и недостатки
в сравнении с традиционными методами. Обоснование необходимости
реконструкции. Приведены технологические решения по реконструкции. Выполнен
расчет на прочность трубопровода укла–дываемого методом ННБ расчет на
прочность трубопровода для береговых участков расчет тягового усилия
протаскивания трубопровода в скважину проверка трубопровода на
пластические деформации в процессе протаскивания.
В разделе контрольно–измерительные приборы (КИП) и автоматика
приведена функциональная схема автоматизации узлов задвижек дано ее
описание. Устройство и принцип действия используемых приборов.
В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены анализ
производственных опасностей и вредностей вредное воздействие нефти на
организм человека. Рассмотрены меры по технике безопасности и по охране
труда при выполнении работ представляющих наибольшую опасность и сложность.
Мероприятия по ликвидации последствий возможных аварий.
В экономической части проведен анализ производственно-хозяйственной
деятельности предприятия. Сделан сметный анализ стоимости реконструкции
подводного перехода.

2 КИП и А - 13 стр..doc

1 Выбор и обоснование объекта автоматизации
В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция подводного
перехода. На правом и левом берегу устанавливаются узлы задвижек и колодцы
контрольно – измерительных приборов (КИП) и автоматики [15]. Поэтому в
качестве объекта автоматизации логично выбрать узлы задвижек. Схема
автоматизации перехода показана на рисунке 2.1.
2 Автоматизация узлов задвижек
Рассмотрим схему автоматизации узла задвижек [15] расположенного на
правом берегу (рисунок 2.1). Сигнализатор прохождения разделителей
акустический СПРА–4–1 предназначен для определения момента прохождения
датчика расположенного на очистном устройстве (ОУ) перемещаемому по
магистральному трубопроводу (МТ) в процессе очистки трубы от парафинистых
отложений. На схеме автоматизации видно что датчик установлен в трех
местах: на лупинге МТ «ТОН – 2» после задвижки 51-03а (поз. 3) на
проектируемой нитке нефтепровода «ТОН–2» после задвижки 101 (поз. 12) на
основной нитке нефтепровода «ТОН–2» после задвижки 1 (поз. 15). Этот датчик
сигнализирует о том что скребок успешно вышел из камеры запуска и движется
В шкафу управления установлены устройства для управления
электроприводами задвижек.
Измерение давления производится показывающим манометром МП 4 – У (поз.
Датчик давления ТЖИУ.406233.001 предназначен для непрерывного
преобразования значения избыточного давления жидкости в унифицированный
выходной токовый сигнал. Датчик расположен в колодцах телемеханики: до и
после задвижки 101 (поз. 5 9). После задвижки 51 – 03а (поз. 2). После
задвижки 1 (поз. 14).
В колодцах телемеханики до и после задвижки 101 установлен
поплавковый магнитный переключатель ПМП–052–24В (поз. 7 11). Сиг-
нализирует затопление колодца отбора давления.
В колодце отбора давления установлен выключатель путевой
взрывозащищенный ВПВ – 1А11ХЛ1 (поз. 6 10) который сигнализирует вскрытие
После задвижки 51-03а производится измерение потенциала «труба-земля».
Схема автоматизации узла задвижек расположенного на левом берегу
составлена аналогично.
Управление ведется в режиме «местное управление» и «дистанционное
управление». В режиме работы «местное управление» управление возможно со
шкафа в пункте контроля и управления (ПКУ). В режиме «дистанционное
управление» управление ведется с районного диспетчерского пункта (РДП).
3 Описание используемых приборов
3.1 Электронный датчик давления типа ТЖИУ
Он предназначен для непрерывного преобразования измеряемого параметра
в унифицированный выходной токовый сигнал.
Датчик имеет следующие устройства [16]:
- «Ноль» – корректор нуля для регулировки предельного значения
выходного токового сигнала при минимальном значении измеряемого параметра;
- «Чувств» - корректор чувствительности для регулировки предельного
значения выходного токового сигнала при максимальном значении измеряемого
- «ГП» - гаситель пульсации для подавления пульсации (времени
установления) выходного токового сигнала.
Конструкция датчика представлена на рисунке 2.2.
[p 2 – электронный блок; 3 – корпус;
– крышка; 5 – кольцевая канавка; 6 – выступ фиксатора; 7 – винт;
–резиновое кольцо; 9 – клеммная колодка; 10 – кронштейн; 11 12 – втулки;
–резиновая втулка; 14 –шайба
Рисунок 2.2 – Конструкция датчика давления ТЖИУ
Датчик состоит из корпуса внутри которого расположен электронный блок
в виде двух печатных плат. Корпус закрывается крышкой с уплотнительным
резиновым кольцом а снизу к нему крепится датчик; тензопреобразователь
представляет собой корпус внутри которого расположен тензочувствительный
элемент. Он состоит из плоской кремниевой мембраны на которой сформирована
схема в виде тензочувствительного моста. Внутренняя полость датчика -
тензопреоб –разователя заполнена электроизоляционной кремнийорганической
жид-костью и отделена разделительной мембраной от рабочей камеры в которую
поступает рабочая среда. Тензосхема соединена с электронным блоком [16].
Структурная схема датчика показана на рисунке 2.3.
СН – стабилизатор напряжения; Р – измеряемый параметр; ТМ – тензомост;
ДУ–дифференциальный усилитель; БТиР–блок термокомпенсации и регулировки;
R1 R2 R3 – подстроенные резисторы; ПДИ – переключатель диапазона
измерения; ПНТ – преобразователь напряжения в ток; ГЗ – блок грозозащиты
Рисунок 2.3 – Структурная схема электронного датчика давления ТЖИУ 406
Работа датчика осуществляется следующим образом. В исходном состоянии
сигнал с измерительной диагонали тензомоста равен нулю а при подключении
датчика в цепи сопротивления нагрузки формируется ток равный 0–4 мА. При
подаче измеряемого параметра состояние тензочувствительного элемента
изменяется происходит его деформация и соответствующее изменение
сопротивлений тензорезисторов. Происходит разбалансировка тензомоста а на
его измерительной диагонали появляется разность потенциалов
пропорциональная измеряемому параметру. Электрический сигнал с диагонали
тензомоста поступает на электронный блок который преобразует электрический
сигнал в пропорциональный токовый сигнал в цепи нагрузки [17].
3.2 Поплавковый магнитный переключатель ПМП - 052
Преобразователи магнитные поплавковые (ПМП) применяются для измерения
уровня жидкости сигнализации контрольных уровней наполнения резервуаров
автоматического управления исполнительными механизмами наполнения.
Конструкция ПМП – 052 показана на рисунке 2.4.
Принцип действия (см. рисунок 2.5) основан на воздействии магнита
поплавка 1 находящегося на поверхности жидкости на геркон 2
(магнитоуправляемый контакт) вызывающем его переключение. Количество
герконов и поплавков определяет число контрольных уровней ПМП (ПМП-052 и
другие). Герконы могут быть нормально-разомкнутыми (НР) нормально-
замкнутыми (НЗ) и переключающими (П). Контрольные уровни – верхние или
нижние. Погрешность срабатывания на контрольном уровне ±2 мм. Герконы могут
коммутировать ток только в активную нагрузку. Для управления индуктивной и
емкостной нагрузкой (реле лампы накаливания) в ПМП встраиваются
твердотельные реле с выходом – «симистор» для переменного тока или с
выходом – «транзистор» для постоянного тока. ПМП не требуют дополнительного
– стальной корпус; 2 – кабельный ввод; 3 – винтовые клеммные зажимы;
– крепление ПМП к резервуару; 5 – зонтик; 6 – съемное стопорное кольцо;
– поплавок с магнитом; 8 – направляющая труба
Рисунок 2.4 – Конструкция ПМП – 052
– магнит-поплавок; 2 – магнитоуправляемый контакт
Рисунок 2.5 – Принцип действия ПМП – 052
Прибор ПМП – 052 имеет следующие технические данные [18]:
- вид взрывозащиты: 1E
- точность срабатывания по уровню: ± 2 мм;
- максимальная длина направляющей: 6000 мм;
- максимальное давление среды: 25 МПа.
3.3 Акустический сигнализатор прохождения разделителей СПРА – 4
Акустический сигнализатор прохождения разделителей предназначен для
контроля и фиксации прохождения внутриинспекционных снарядов (ВИС) по
магистральным трубопроводам.
Прибор включает блок акустического датчика (БАД); блок анализатора
(БА); блок внешнего подключения (БВП); переносное устройство сигнализации
(ПУС); центральный блок (ЦБ).
Принцип работы прибора основан на регистрации акустического излучения
(шума) в частотном диапазоне свыше 100 кГц которое сопровождает
перемещение ВИС по нефтепроводу.
Акустическое излучение преобразуется датчиком в электрический сигнал
который усиливается подвергается полосовой фильтрации временной и
амплитудной дискриминации. Таким образом регистрация на стенке трубы
акустического сигнала определенной частоты амплитуды формы и длительности
приводит к срабатыванию реле и замыканию его контактов. Сигнализация
прохождения ВИС обеспечивается подачей сигнала в линию связи с линейной
телемеханикой и далее по каналу радиосвязи в центральный диспетчерский
пункт. Сигнал сохраняется до подачи сигнала "Сброс" или снятия питающего
напряжения с ЦБ. Индикация прохождения ВИС осуществляется загоранием
светодиодов на ВВП и ЦБ а также звуковой и световой сигнализацией на ПУС.
Питание прибора может осуществляться от сети переменного тока (220 В)
автономного источника ПУС бортовой автомобильной сети (125 В).
Потребляемая от сети мощность не превышает 75 Вт [16].
Акустический датчик имеет два способа крепления на стенку
трубопровода: магнитный и механический.
При механическом способе используется накладное разъемное соединение с
применением двух стяжек вокруг трубы. В общих случаях БАД устанавливают на
пленочное покрытие что не нарушает целостность изоляции. Основные
требования при установке датчика – это наличие одного слоя пленочного
изоляционного покрытия между стенкой трубы и корпусом приемного
преобразователя. При этом пленочная изоляция кроме своего основного
назначения – защиты трубы от коррозии - играет роль согласующего
контактного слоя между стенкой трубопровода и корпусом преобразователя.
Прибор СПРА – 4 имеет следующие технические данные [16]:
- точность определения момента прохождения ОУ места установки датчика:
- напряжение сетевого тока для питания прибора: 220±22 В;
- частота сетевого тока для питания прибора: 50±05 Гц;
- имеется возможность автономного питания через блок внешнего
подключения от источника постоянного тока напряжением 126 ± 13 В или двух
- частота канала регистрации: 165±3 кГц;
- уровень собственных шумов приведённых ко входу и полосе пропускания
прибора: не более 15 мкВ;
- соотношение сигналшум при срабатывании сигнализатора скребка: не
- мощность потребляемая прибором: не более 6 Вт;
- режим работы: непрерывный.
Прибор СПРА – 4 регистрирует все виды внутритрубных объектов при
скорости потока 01 – 3 мс: очистные устройства из твердых материалов
снабженных уплотняющими кольцевыми манжетами из капролона резины
полиуретана; очистные устройства из мягких материалов например из
поролона; средства внутритрубной диагностики. Трехблочная конструкция
прибора (датчик анализатор и центральный блок) исключает всякую
возможность попадания во внутрь датчика воды. К одному центральному блоку
можно подключить до трех датчиков [16].
Устройство и работа прибора. Принцип работы прибора основан на
регистрации акустического излучения (шума) в частотном диапазоне выше 100
кГц сопровождающего перемещение очистного устройства по нефтепроводу. В
этом частотном диапазоне на надёжность работы устройства не влияют: шумы
перемещаемой по нефтепроводу нефти шумы движущихся рядом транспортных
средств а также шумы различных работающих вблизи механизмов
(электродвигателей насосов и т. д.).
Акустическое излучение возникающее при проходе скребка является
результатом следующих процессов:
) трения манжет о стенку трубопровода;
) локальные турбулентные пульсации нефти;
) кавитации то есть образования и схлопывания газовых пузырьков
обусловленной сильным локальным понижением давления в жидкости вследствие
больших скоростей истечения при перетоках нефти между стенкой трубы и
манжетами ОУ. Кавитация сопровождается мощным звукоизлучением в диапазоне
частот от единиц до сотен килогерц. Это даёт возможность с высокой
достоверностью через стенку трубы и плёночную изоляцию производить
регистрацию момента прохождения очистным устройством места установки
акустического датчика исключая при этом ложные срабатывания прибора.
Структурная электрическая схема прибора приведена на рисунке 2.6.
Акустическое излучение с помощью преобразователя 1 преобразуется в
электрический сигнал который усиливается предварительным полосовым
усилителем 2 и поступает для дальнейшей обработки в блок анализатора.
Преобразователь 1 и усилитель 2 входят в состав блока акустического
датчика. Сигнал поступающий на аттенюатор 3 блока анализатора может быть
подвергнут различной (в зависимости от режима работы прибора) степени
ослабления с помощью сигнала «контр» на втором входе. К выходу аттенюатора
подключён основной полосовой усилитель 4 который обеспечивает усиление
сигнала до уровня необходимого для надёжного срабатывания компаратора 5. С
выхода компаратора на счётный вход группового счётчика 7 поступают
импульсы появление которых обусловлено превышением амплитуды сигнала с
выхода усилителя 4 до уровня срабатывания компаратора 5. При достаточной
интенсивности следования импульсов групповой счётчик 7 успевает до
появления сигнала сброса насчитать необходимое число при этом на его
выходе устанавливается уровень лог. 1 [16].
Генератор временных меток 6 вырабатывает короткие импульсы
необходимые для работы коммутатора 8 такие же импульсы но с некоторой
задержкой по времени поступают в качестве сигнала сброса на групповой
счётчик 7; обе импульсные последовательности имеют период около 01 с. Если
в момент поступления импульса с генератора 6 на управляющий вход
коммутатора 8 с группового счётчика 7 поступает лог. 1 коммутатор выдаёт
импульс на счётный вход «С» счётчика подтверждений 9; если же с выхода
счётчика 7 поступает уровень лог. О импульс с коммутатора 8 подаётся на
вход сброса «R» счётчика 9. Выход счётчика подтверждений 9 переходит в
состояние устойчивой лог. 1 в том случае если на его счётный вход поступит
заданное число непрерывной последовательности импульсов под-тверждающих
что во временном интервале между каждым из этих импульсов и предыдущим
сигнал на входе прибора имел достаточную интенсивность. При этом сигнал с
выхода счётчика 9 включает тональный генератор 11 нагрузкой которого
являются звуковой (телефонный капсюль) и световой индикаторы переносного
устройства сигнализации. Выходной сигнал счётчика 9 с помощью ключевых
формирователей 10 вызывает срабатывание реле «сухого контакта» 12 в
центральном блоке и подачу светового сигнала световым индикатором
замыкаются и коммутируют соответствующие цепи системы линейной телемеханики
Для получения достоверной информации о прохождении ОУ блок
акустического датчика рекомендуется устанавливать на трубопроводе на
расстоянии не менее 5 м по ходу движения от задвижек тройников отводов

Рисунок 1.1- Технологичка А4.dwg

Рисунок 1.1-Технологическая схема участка МН "ТОН - 2
МН "ТОН - 2" Ду 720 мм (основная нитка)
Лупинг МН "ТОН - 2" Ду 530 мм

Плакат 6 (3).cdw

Точка входа (забуривания)
Основание из жб плит
Створ проектируемого
Схема размещения оборудования на площадке №1
расстановка основного
оборудования на площадке
Стелаж буровых штанг
Дизель гидравлический
Дизель-электрогенератор
Дизель бурового насоса
Блок приготовления бурового раствора
Трубопровод для отвода шлама
Трубопровод для забора воды
Котлован шламоприемник
Площадка установок по регенерации

Плакат 7-1 исправлен А3 (2).cdw

ПК 0-04 Точка выхода буровой колонны
Площадка №7 для монтажа дюкера
-стелаж буровых штанг; 2-лебедка; 3-приямок входной; 4-А-рама; 5-опора роликовая; 6-автокран;
-экскаватор; 8-крепежный колышек; 9-площадка установок по регенерации бурового раствора;
-котлован-шламоприемник
Рисунок 1.4-Схема размещения оборудования на площадке №4 и №7
(точка входа трубопровода)

Рисунок 1.7.dwg

Рисунок 1.7 - План трассы
-проектируемый узел задвижек; 6-площадка камеры пуск и приема очистных устройств;
-проектируемый участок резервной нитки (L=66 м); 9-заглушка (Dу=500 мм); 10-проектируемая перемычка (L=36 м);
-проектируемый участок; 2-демонтируемый участок основной нитки; 3-резервная нитка нефтепровода "ТОН-2"; 4-лупинг МН "ТОН-2";
Угол поворота 17 40'
Угол поворота 27 12'
Угол поворота 45 00'
Угол поворота 43 46'
Угол поворота 43 45'
Угол поворота 44 00'
Угол поворота 11 00'
Угол поворота 24 00'
Продолжение рисунка 1.7
-проектируемая перемычка (L=16 м);
-проектируемый участок резервной нитки (674 м); 12-футляр (L=25 м)

Главы 6,7 2-й экз 30.10.05.doc

[pic] 6 Расчеты при обслуживании и ремонте трубопроводов*)
1. Общие сведения об обслуживании и ремонте линейной
части магистральных газонефтепроводов
Надежное функционирование линейной части магистральных
трубопроводов в числе других факторов определяется также качеством их
технического обслуживания и ремонта.
Техническое обслуживание – комплекс мероприятий по содержанию
исправного или работоспособного состояния магистрального трубопровода или
Исправное состояние – это состояние трубопровода при котором он
соответствует всем требованиям нормативной и конструкторской документации.
Работоспособное состояние – это состояние трубопровода при котором
значения всех параметров характеризующих способность выполнять заданную
функцию соответствует нормативной и конструкторской документации.
Техническое состояние – состояние оборудования или трубопровода
которое характеризуется в определенный момент времени при определенных
условиях окружающей среды определенными значениями параметров
зафиксированными в технической документации.
Техническое диагностирование – определение технического состояния
объекта включающее: контроль технического состояния поиск места и причин
отказа прогнозирование технического состояния.
Контроль технического состояния – проверка соответствия значений
параметров трубопровода или оборудования требованиям нормативно-технической
документации и определение на этой основе одного из видов технического
состояния (исправное работоспособное неисправное неработоспособное
Ремонт – комплекс мероприятий по восстановлению исправности и
работоспособности исправного и работоспособного состояния а также ресурса
магистрального трубопровода и его элементов.
Капитальный ремонт – ремонт выполняемый для восстановления
исправности и полного (или близкого к полному) восстановления ресурса
*) Материалы разделов 6.3-6.7 6.8.1 предоставлены сотрудниками ГУП «ИПТЭР»
д.т.н. проф. Гумеровым А.Г. д.т.н. проф. Гумеровым Р.С. д.т.н. проф.
Средний ремонт – ремонт выполняемый для восстановления исправности и
частичного восстановления ресурса с заменой или восстановлением составных
частей ограниченной номенклатуры (для линейной части магистральных
газопроводов не рассматривается).
Текущий ремонт – ремонт выполняемый для обеспечения или
восстановления работоспособности трубопровода и состоящий в замене и (или)
восстановлении отдельных частей.
Аварийно – восстановительный ремонт – ремонтно-восстановительные
работы выполняемые после наступления аварийного отказа трубопровода
(полного отказа функционирования).
Система технического обслуживания трубопроводов включает основные
контроль за нормальным функционированием трубопровода и
проверка соответствия условий эксплуатации установленным
нормам и регламентам;
капитальный средний и текущий (профилактический) ремонты
трубопроводов или оборудования;
аварийно-восстановительные работы.
Первая из составляющих имеет важнейшее профилактическое значение так
как в зависимости от конкретных условий эксплуатации в данный момент
определяет потребности в обслуживании и профилактических мерах в полосе
трубопровода. Изменение внешних условий эксплуатации трассы может привести
к значительным изменениям безотказности долговечности и безопасности
трубопроводов. Например размывы берега на подводном переходе или траншеи
трубопровода на склоне из-за водной эрозии могут привести к разрыву или
потере устойчивости трубопровода. Заболачивание территории может вызвать
уменьшение интегральной защищенности трубопровода от коррозии и т. п.
Методы капитального ремонта магистральных нефтепроводов
классифицируются следующим образом.
Ремонт с заменой труб выполняемый следующими способами:
путем укладки в совмещенную траншею вновь прокладываемого
участка трубопровода рядом с заменяемым с последующим демонтажем
путем укладки в отдельную траншею в пределах существующего
технического коридора коммуникаций вновь прокладываемого
участка трубопровода с последующим вскрытием и демонтажем
путем демонтажа заменяемого трубопровода и укладки вновь
прокладываемого трубопровода в прежнее проектное положение.
Ремонт изоляционного покрытия выполняемый следующими способами:
с подъемом трубопровода в траншее;
с подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее;
без подъема с сохранением положения трубопровода.
Выборочный ремонт включает:
ремонт участков прилегающих к узлам линейной арматуры;
ремонт участков длиной до 20 Dу где Dу – условный диаметр
ремонт протяженных участков методом последовательных захваток
или с использованием грунтовых опор;
ремонт участков с заменой «катушки» трубы узлов линейной
Ремонт линейной части магистральных газопроводов подразделяется на
следующие основные виды: аварийный текущий и капитальный.
Аварийный ремонт – ликвидация аварий и повреждений на газопроводах.
Текущий ремонт – комплекс работ по систематическому и своевременному
проведению профилактических меропроятий:
ремонт изоляционных покрытий на участке трубопровода
протяженностью до 500 м;
ремонт ограждений площадок;
восстановление вдольтрассовах дорог;
восстановление проектной глубины заложения трубопровода;
устранение утечек газа.
Капитальный ремонт газопровода – комплекс технических мероприятий
направленных на полное или частичное восстановление линейной части
эксплуатируемого газопровода до проектных характеристик.
По характеру выполняемых работ капитальный ремонт линейной части
газопроводов подразделяется на следующие виды:
замена старой и дефектной изоляции;
замена изоляции и восстановление стенки трубы или частичная
Ремонт методом полной замены труб может выполнятся по схемам сходным
со способами аналогичного метода ремонта нефтепроводов.
2. Определение основных параметров организации
капитального ремонта линейной части магистральных
При разработке проекта производства ремонтных работ должны быть
решены следующие задачи [8]:
) определено число линейных объектных ремонтно-строительных потоков
) определена структура ЛОРСП т. е. количество частных потоков
специализирующихся на выполнении отдельных видов работ (подготовительных
вскрышных подъемно-очистных работ (ПОР) сварочно-восстановительных
работ (СВР) изоляционно-укладочных работ (ИУР) очистки и испытания) их
структура и оснащение техникой ;
) определена продолжительность капитального ремонта (КР) трубопровода.
Число ЛОРСП определяется по формуле:
где Li – общая протяженность подлежащих ремонту в течении года участков
трубопровода данного диаметра с учетом сложности трассы км; Рi –
среднегодовая продолжительность ЛОРСП при КР трубопровода данного диаметра
где lj – суммарная протяженность подлежащих ремонту в течении года участков
трубопровода данного диаметра с одинаковой сложностью трассы км; kj –
коэффициент характеризующий сложность производства работ в различных
условиях (пересеченая местность болота пустыни м т. д.).
Производительность ЛОРСП определяется к наиболее трудоемким процессам
какими обычно являются вскрышные работы (в скальных либо обводненных
грунтах) но чаще ИУР. Тогда производительность ЛОРСП принимается равной
производительности наиболее трудоемкого частного потока.
Среднегодовая производительность частного потока вскрышных работ при
ремонте трубопроводов данного диаметра:
где k – коэффициент организационных перерывов (k=06-08); N – число
рабочих смен (см) в году смгод; Рм Рр – нормативная сменная
производительность вскрышных работ соответственно механизированным способом
и вручную кмсм; Lм Lр – соответственно суммарная протяженность участков
трубопроводов данного диаметра разрабатываемых механизировано и вручную
Среднегодовая производительность частного потока ИУР при ремонте
трубопроводов данного диаметра
где Рн Рус – нормальная сменная производительность ИУР при нормальном и
усиленном типе изоляции кмсм; Lн Lус – соответственно суммарная
протяженность участков с нормальными и усиленными типами изоляции кмгод.
Обычно при определении оснащенности частных потоков исходят из того
что производительность потоков ИУР известна она определяется
характеристиками использованных изоляционных и очистных машин. Тогда и
остальные частные потоки комплектуются таким образом чтобы их
производительность соответствовала производительности ИУР в различных
Продолжительность капитального ремонта участка трубопровода
определяется по формуле:
где Тпр – приведенная продолжительность КР данного участка трубопровода
см; [pic] – суммарное сближение между частными потоками ИУР и
подготовительных работ см.
Для определения [pic] существует методика синхронизации производства
работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов.
Так как ведущим частным потоком является поток ИУР то Тпр
определяется для этого потока:
kпог – коэффициент учитывающий увеличение продолжительности ИУР в
зависимости от погодных условий; kусj – коэффициент учитывающий увеличение
продолжительности ИУР при нанесении усиленной изоляции; [pic] –
увеличение продолжительности КР при пересечений препятствий по трассе
(дороги овраги водотоки и т. п.) см; [pic] – продолжительность
перебазировок ЛОРСП см; [pic] – продолжительность очистки и испытания
отремонтированных участков трубопровода см при ремонте нефтепроводов без
tн.р. – нормативная продолжительность производства ИУР на участке
длиной 1 км смкм; Lусj – протяженность j – го участка с усиленной
где Lj – протяженность j – го участка с нормальной изоляцией км.
При планировании производства капитального ремонта участка
трубопровода должно выполнятся условие:
где Тпл – плановая продолжительность капитального ремонта которая зависит
от важности трубопровода метода ремонта и т. д. и устанавливается
эксплуатирующей организацией.
Для определения продолжительности капитального ремонта участка
трубопровода необходимо установить суммарное сближение между частными
потоками ИУР и подготовительных работ [pic]. Синхронизация при капитальном
ремонте заключается в выравнивании темпов отдельных видов работ и установке
допустимых сближений между частными потоками для равномерного расходования
ресурсов (рис. 6.1):
где t2 – продолжительность СВР на участке длиной L2 см; t3 –
продолжительность ПОР на участке длиной L3 см; 12 – продолжительность ИУР
на участке длиной L12 см; 23 – продолжительность СВР на участке длиной
L23 см; 34 – продолжительность ПОР на участке длиной L34 см; t4 –
продолжительность вскрышных работ на участке длиной L4 см; 45 –
продолжительность вскрышных работ на участке длиной L45 см; t5 –
продолжительность подготовительных работ на участке длиной L5 см.
Считается что t5 = 0 45 = 0 т.е. подготовительные и вскрышные
работы ведутся одним потоком. При синхронизации работ принимается что
всегда выполняются следующие неравенства (рис. 6.2):
где y(r) – среднеарифметическое значение числа повреждений на 1 м
трубопровода дефектм; Ncв – число звеньев сварщиков в потоке СВР; Scв –
нормальная выработка звена сварщиков в смену дефектсм.
где ПТ – число трубоукладчиков в потоке ПОР; L0 – среднее расстояние между
соседними трубоукладчиками м; Рсм.ПОР – сменная производительность потока
где (в – длина захватки вскрышных работ м зависит от принятой схемы
производства вскрышных работ и схемы ТБ; mв – коэффициент учитывающий
колебания объема вскрышных работ (m = 13); Lx – расстояние между соседними
сварными стыками м входит в формулу (6.14) для того чтобы обеспечить
безопасное производство СВР при наварке муфты на дефектный стык; Рсм.в –
сменная производительность потока вскрышных работ мсм.
где ρi – коэффициент учитывающий плановое задание по повышению
производительности труда при выполнении кi –
коэффициент учитывающий трудоемкость i – го вида работ.
Формулы (6.15) – (6.17) обеспечивают выравнивание темпов отдельных
частных потоков причем за основу берется производительность потока ИУР.
Однако добиться абсолютно одинаковой производительности отдельных частных
потоков практически невозможно. Поэтому при синхронизации производства
работ добиваются того чтобы темп каждого из частных потоков не уступал
где x – расстояние между последней лежкой на которой лежит трубопровод и
первым трубоукладчиком в колонне ИУР м; ( – расстояние между соседними
где х – расстояние между последним трубоукладчиком в колонне ПОР и первой
лежкой на которую уложен трубопровод м;
где tc – нормальное время по сварке на дефектный сварной стык муфты одним
звеном сварщиков см; 125 – коэффициент учитывающий стесненность
производства работ в траншее; [pic] – расстояние от места защемления
трубопровода до первого трубоукладчика м.
Рис. 6.1. Схема синхронизации работ при КР:
(12 – сближение между колоннами ИУР и СВР м; (23 – сближение между
колоннами СВР и ПОР м; (34 – сближение между колоннами ПОР и вскрышных
работ м; (2 – длина колонны СВР м; (3 – длина колонны ПОР м; (4 – длина
колонны вскрышных работ м; (5 – подготовительных работ м; Э – экскаватор;
Л – лежки; Б – бульдозер; СА – сварочный агрегат; очистная машина; ИМ –
изоляционная машина; Т1 Т2 Т3 Т4 Т5 Т6 – краны – трубоукладчики
Рис. 6.2. Схема определения продолжительности КР участка трубопровода:
Частные потоки: 1 – ИУР 2 – СВР 3 – ПОР 4 – вскрышных работ 5 –
подготовительных работ; L – длина участка трубопровода км; Тi –
продолжительность работы Тi+1 –
продолжительность работы i – начальное
сближение между потоками i – сближение между потоками i и i+1 в
период их свёртывания см
3. Нагрузки действующие на трубопровод при капитальном
Выполнение технологических операций ремонта связано с
возникновением в ремонтируемом нефтепроводе значительных напряжений
поэтому одним из важнейших факторов в значительной степени определяющих
возможность применения тех или иных способов ремонта нефтепровода является
расчет напряженно деформированного состояния.
Расчет ремонтируемого нефтепровода на прочность и устойчивость
производится в целях определения и назначения технологических параметров
ремонтных колонн исключающих возникновение опасных напряжений способных
привести к появлению остаточных деформаций образованию трещин и разрушению
Расчет включает определение нагрузок и воздействий возникающих при
ремонте нефтепровода выбор и определение предельных значений усилий
напряжений и деформаций а также выбор основных технологических параметров
капитального ремонта магистрального нефтепровода [54].
Проверка прочности ремонтируемого нефтепровода заключается в сравнении
расчетного сопротивления металла труб с фактическими напряжениями
возникающими при ремонте.
При расчете нефтепроводов на прочность и устойчивость следует
учитывать нагрузки и воздействия возникающие при их сооружении испытании
эксплуатации и ремонте. При производстве ремонтных работ нефтепровод
находится под воздействием поперечных нагрузок от собственного веса
ремонтных машин а также подвергается осевым усилиям от внутреннего
давления температурного перепада изменения высотного положения
предварительного изгиба (полученного в процессе строительства) и т.д.
Коэффициенты надежности по нагрузке и воздействию на нефтепровод
учитывающие возможные изменения (превышения) этих нагрузок и воздействий по
сравнению с нормативным паспортным расчетным и т.д. следует принимать по
Коэффициенты надежности по нагрузке и воздействию на нефтепровод
Нагрузки и воздействия Коэффициент
Собственный вес нефтепровода 11
Вес изоляционного покрытия 11
Воздействие предварительного напряжения нефтепровода 10
(упругий изгиб и т. д.)
Внутреннее давление для нефтепроводов:
диаметром 700 – 1200 мм 115
диаметром менее 700 мм 10
Вес перекачиваемого продукта 10
Вес ремонтных машин и механизмов 12
Осадка грунта и вертикальные перемещения опорных устройств 15
Температурные воздействия 12
Собственный вес ремонтируемого нефтепровода длиной 1 м включая вес
перекачиваемой нефти и изоляционного покрытия является основной нагрузкой
вызывающей изгиб ремонтируемого участка нефтепровода и определяется из [54]
где – толщина стенки трубы; Dн – наружный диаметр трубы; γм – удельный
вес материала трубы (для стали γм = 785 кНм3); Dвн – внутренний диаметр
трубы; [p [pic] – удельный вес
изоляции; [pic] – толщина изоляционного покрытия.
Расчетный вес нефтепровода равен:
где 11 – коэффициент надежности по нагрузке учитывающий возможное
превышение веса по сравнению с нормативным значением определяемым по
Нормативный вес грунта на 1 м трубопровода определяется по [54] и
[p hгр – высота слоя грунта от оси нефтепровода;
При расчете трубопровода на продольную устойчивость необходимо
определить сопротивление грунта продольным и поперечным перемещениям
трубопровода. Значения этих сопротивлений можно определить согласно [2].
Предельное значение сопротивления грунта поперечным вертикальным
перемещениям трубопровода
где [p [pic] – сцепление грунта.
Сопротивление грунта поперечным перемещениям трубопровода в
горизонтальной плоскости
Сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода определяется
где qн – собственный вес трубопровода с изоляцией и перекачиваемым
продуктом определяется по формуле (6.21); [p
[pic] – для глинистых грунтов. (6.31)
Здесь h – глубина заложения до верха трубопровода.
При проверке продольной устойчивости вскрытого участка нефтепровода
сопротивление вертикальным поперечным перемещениям следует принять равным
весу трубопровода с продуктом а сопротивление перемещениям в
горизонтальной плоскости – усилию трения о грунт трубопровода при его
поперечном перемещении. Сопротивление продольным перемещениям равно
сопротивлению трения о грунт трубопровода лежащего на поверхности земли
В трубопроводе от действия внутреннего давления возникают кольцевые и
продольные напряжения. Кроме того внутреннее давление влияет на изгиб
От действия внутреннего давления р в трубопроводе возникают кольцевые
где n – коэффициент надежности по нагрузке; и при наличии поворотов
заглушек гнутых или сварных колен труб продольные напряжения
Соответствующие этим напряжениям относительные продольные деформации
где Е – модуль упругости материала; [pic] – коэффициент Пуассона.
Здесь [pic]– удлинение нефтепровода под действием продольных
напряжений [p [pic] – укорочение нефтепровода вследствие возникновения
На прямолинейных участках нефтепровода от внутреннего давления
возникают растягивающие напряжения:
Действие внутреннего давления на изгиб трубопровода эквивалентно
сжатию в осевом направлении усилием равным
где Fcв – площадь сечения трубы в свету.
При производстве ремонтных работ нефтепровод находится под
воздействием температурного перепада появляющегося в результате разности
между температурой трубопровода во время укладки (в момент сварки
захлестов) и температурой в процессе ремонта. От изменения температуры
стенок труб возникают продольные деформации трубопровода:
[pic] – температурный перепад т.е. разность между температурами
металла труб при укладке и в процессе ремонта.
При отсутствии продольных перемещений в прямолинейном трубопроводе
возникают продольные растягивающие напряжения при понижении температуры и
сжимающие – при ее повышении:
Продольное усилие от температурного перепада определяется по формуле:
где F – площадь поперечного сечения стенки трубопровода.
Эквивалентное продольное усилие которое должно быть принято при
проверке общей продольной устойчивости трубопровода равно
При производстве ремонтных работ деформации ремонтируемого участка
нефтепровода определяют с учетом не только изменения длины вскрываемого
участка но и продольных перемещений нефтепровода в местах выхода его из
Продольные перемещения прилегающих подземных участков нефтепровода
зависят от местных грунтовых условий и продольных сил. Удлинение или
укорочение участков прилегающих к вскрытому участку нефтепровода при
слабом защемлении его грунтом и перемещения самого вскрытого участка
оказывают существенное влияние на характер изменения напряжений и
деформаций вскрытых участков.
Продольные усилия действующие на изогнутом вскрытом участке будут
где [p ( – длина изогнутого
(изгибаемого) участка; N0 – продольное усилие на прямом участке
Воздействие предварительного напряжения нефтепровода (упругого изгиба
и т.д.) определяется согласно исполнительным чертежам на строительство
нефтепровода и равно
где [pic] – радиус упругого изгиба.
При подъеме и осадке основания нефтепровода происходит его удлинение.
Возникающие при этом напряжения определяются по формуле:
где f – максимальная осадка или подъем нефтепровода в средней части
участка; ( – расчетная длина участка нефтепровода равная расстоянию между
сечениями нефтепровода где его прогиб равен нулю.
Максимальные нормативные напряжения от изгиба определяются по формуле:
где Мmax – максимальное значение изгибающего момента в сечениях
ремонтируемого участка нефтепровода возникающее при подъеме трубопровода
или при осадке опор; Мв – изгибающий момент в вертикальной плоскости от
предварительного упругого изгиба нефтепровода (выполненного в процессе
строительства); Мг – изгибающий момент в горизонтальной плоскости от
предварительного упругого изгиба; W – осевой момент сопротивления
поперечного сечения трубы.
В подкоренном выражении сумма в скобках является алгебраической.
При определении продольных напряжений учитываются напряжения
возникающие от внутреннего давления изменения температуры в стенках труб
упругого изгиба трубопровода во время строительства изгиба нефтепровода в
процессе ремонта а также вследствие неравномерной осадки (грунта)
Нормативная масса ремонтных машин и механизмов устанавливается
согласно паспортам и инструкциям по эксплуатации.
Нормативное давление транспортируемого продукта на ремонтируемом
участке нефтепровода определяется гидравлическим расчетом (согласно
проектной документации).
Суммарные продольные напряжения в стенке нефтепровода определяется по
[pic] – напряжения от разности температур нефтепровода во время укладки
(сварки в непрерывную нить) и металла труб в процессе ремонта; [pic] –
продольные напряжения от изгиба нефтепровода возникающего в процессе
ремонта и за счет предварительного упругого изгиба; [pic] – напряжения от
удлинения нефтепровода в процессе ремонта (появляющиеся при осадке
основания нефтепровода при его подъеме); [pic] – остаточные продольные
напряжения в стенке трубопровода определяются экспериментально.
Формула (6.45) представляет собой алгебраическую сумму: растягивающие
напряжения принимаются со знаком "плюс" а сжимающие – со
Основное сочетание расчетных и нормативных нагрузок и воздействий
устанавливается исходя из одновременного действия длительных и
кратковременных нагрузок и воздействий.
4. Расчет напряжений возникающих в нефтепроводе при
ремонте его с подъемом в траншее
Решение задачи определения напряжений возникающих при
ремонте нефтепровода с его подъемом выполнено с использованием
дифференциального уравнения упругой линии балки.
На рис. 6.3 представлена расчетная схема подъема трубопровода. Р1 Р2
Р3 Рк – усилия подъема трубопровода; G1 G2 G3 Gi – вес ремонтных
машин установленных на трубопроводе; ( – длина изогнутого участка; q – вес
трубопровода с продуктом на единицу длины; xi xk – расстояния от ремонтных
машин и грузоподъемных механизмов до границы изогнутого участка.
В результате решения дифференциального уравнения найдено общее
уравнение упругой линии для приподнятой части трубопровода которое
позволяет определить напряжения возникающие в трубопроводе при любом виде
и количестве действующих на него внешних сил.
Формулы устанавливают зависимость напряжений в опасных сечениях от
числа поддерживающих трубопровод трубоукладчиков и высоты подъема
Расчеты позволяют подобрать необходимые параметры подъема и укладки
ремонтируемого трубопровода исходя из заранее заданных напряжений и
наличия технических средств. Полученные формулы позволяют рационально
использовать грузоподъемность трубоукладчиков и обоснованно размещать их по
длине приподнятой части трубопровода.
Рис. 6.3. Расчетная схема подъема нефтепровода
Рис. 6.4. Схемы нагружения трубопровода при его подъеме
Формулы для определения параметров напряженного состояния трубопровода при
Схема (0 P hmax Mmax max
а [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
б [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
в [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
г [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
д [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
е [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
ж [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
з [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
и [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
к [pic] [pic] [pic] [pic] [pic]
Формулы для определения высоты подъема в расчетных сечениях трубопровода
Схема Высота подъема в сечениях № 1-5
б [pic] [pic] - - -
в [pic] [pic] - - -
г [pic] [pic] - - -
д [pic] [pic] [pic] - -
е [pic] [pic] [pic] - -
ж [pic] [pic] [pic] [pic] -
з [pic] [pic] [pic] [pic] -
Формулы для определения изгибающего момента трубопровода при его подъеме
Схема Изгибающие моменты в сечениях № 1-5
Продолжение таблицы 6.4
Формулы для определения параметров напряженного состояния
трубопроводов при подъеме трубоукладчиками числом от одного до десяти
представлены в табл. 6.2 соответствующие расчетные схемы подъема приведены
Формулы для определения высоты подъема трубопровода и изгибающих
моментов в точках подъема грузоподъемными машинами приведены в табл. 6.3 и
В таблицах 6.2 6.3 и 6.4 – h1 h2 h3 h4 h5 M1 M2 M3 M4 M5
– высоты подъема и изгибающие моменты в соответствующих сечениях под
крюками трубоукладчиков; (0 hmax Mmax P max – соответственно
расстояние между трубоукладчиками максимальная высота подъема
максимальный изгибающий момент усилие на крюке трубоукладчика и
максимальное напряжение от изгиба.
В остальных расчетных сечениях схем подъема г д е ж з и к
значения высоты подъема и изгибающего момента принимаются с учетом
симметрии расчетной схемы.
5. Расчет напряжений возникающих в нефтепроводе при
ремонте его без подъема
В зависимости от числа используемых грузоподъемных
механизмов (опор-крепей трубоукладчиков и т.д.) используется различная
схема расстановки ремонтных машин и механизмов. Число грузоподъемных
механизмов в ремонтной колонне рекомендуется принимать четным а их
передвижение цикличным что уменьшает до минимума динамические нагрузки на
трубопровод и обеспечивает максимальную безопасность проведения ремонта.
Максимальная производительность ремонтной колонны достигается при
расстановке подкапывающей очистной и изоляционной машин по схеме
приведенной на рис. 6.5. В качестве грузоподъемных механизмов на рис. 6.5
использованы передвижные опоры-крепи. Данная расстановка ремонтных машин и
механизмов рекомендуется как основная.
Расстановка ремонтных машин и механизмов в ремонтной колонне по схеме
приведенной на рис. 6.6 и 6.7 применяется только в отдельных случаях так
как достигается меньшая производительность ремонтной колонны. При
определении изгибающих моментов трубопровод принимается за упругий стержень
(прямолинейный или криволинейный) поперечное сечение в нагруженном
состоянии остается плоским и сохраняет свою круговую форму.
Расчетная схема трубопровода выбирается в зависимости от расстановки
ремонтных машин и механизмов в ремонтной колонне.
Изгибающие моменты в трубопроводе определяются методом перемещений. В
изгибающих моментов на опорах и нагрузок действующих на опоры для
различных схем расстановки машин и механизмов [102].
Рис. 6.5 Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с
использованием четырех опор-крепей: а – нефтепровод поддерживается опорами-
крепями 46; б – то же опорами-крепями 35; 1 – подкапывающая машина; 2 –
очистная машина; 3-6 – опоры-крепи; 7 – изоляционная машина; 8 –
Рис. 6.6 Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с
использованием двух опор-крепей: а – нефтепровод поддерживается опорой-
крепью 4; б – то же опорой-крепью 3; 1 – подкапывающая машина; 2 – очистная
машина; 34 – опоры-крепи; 5 – изоляционная машина; 6 – нефтепровод
Рис. 6.7. Схема расстановки ремонтных машин и механизмов при ремонте с без
использования грузоподъемных механизмов: 1 – подкапывающая машина; 2 –
очистная машина; 3 – изоляционная машина; 4 – трубопровод
В последнее время в методиках и нормативных документах рекомендуется
вычисление изгибающих моментов выполнять с применением метода конечных
элементов и метода последовательного приближения. При этом нефтепровод
вдоль оси представляется в виде отдельных элементов (узлов) определенной
длины на которые действуют обобщенные дискретные нагрузки qi приложенные
в их центрах (рис. 6.8). При рассмотрении условия локального равновесия
элементов нефтепровода предлагается общая зависимость для определения
упругой линии нефтепровода:
где V — смещение qi —
суммарное значение нагрузок действующих на i - й элемент нефтепровода
(включая сосредоточенные силы — вес ремонтных машин усилие
грузоподдерживающих и подъемных устройств и распределенные силы — отпор
грунта вес нефтепровода вес присыпанного на нефтепровод грунта).
Рис. 6.8. Разбивка участка на конечные элементы.
Нагрузку следует определять в целом по следующей алгебраической
где qn — вес трубы изоляционного покрытия и перекачиваемого продукта; qгр
- отпор грунта на нефтепровод снизу; Ri - усилие грузоподъемных устройств
(например усилие на крюках трубоукладчиков); Р
qн - вес грунта действующий на нефтепровод сверху (присыпанного
Принимается следующее правило знаков: если нагрузка направлена вверх –
«плюс» если вниз – «минус». При отрыве нефтепровода от грунта снизу отпор
грунта принимается равным нулю.
Смещения Vi Vi-1 Vi+1 Vi+2 являются искомыми величинами зависящими
На рис. 6.9 приведена наиболее характерная схема ремонтируемого
участка нефтепровода. Ремонтная колонна движется справа налево.
Участок 1. Нефтепровод защемлен в уплотнившемся при эксплуатации
грунте. Высота грунта над трубой равна h1. На трубу действуют: вес трубы
давление грунта сверху qh1 и отпор грунта снизу.
Отпор уплотненного грунта qгр практически можно определить исходя из
условия что грунт обладает свойством деформироваться по линейному закону.
Отпор грунта следует определять в зависимости от смещения нефтепровода
где [pic] - начальный параметр отпора грунта равный суммарному весу грунта
и трубы; V – смещение трубы по высоте относительно ее начального положения;
С1 – коэффициент постели уплотненного под нефтепроводом грунта.
Рис. 6.9. Схема ремонтируемого участка нефтепровода
При значении qгр меньшим нуля в вычислениях принимается qгр = 0.
Участок 2 («земляная тумба»). Отпор уплотненного грунта определяется
также по формуле (6.48). Земляная тумба под нефтепроводом имеет возможность
разрушаться из-за наличия боковых технологических приямков и примыкающего
подкопанного участка 3 так как qгр может достичь значения начального
критического давления qкр. При вычислениях если [pic] то qгр принимается
равным qкр. Величину начального критического давления определяют по
правилам механики грунтов.
Участок 3 («подкоп»). На этом участке на нефтепровод действуют вес
трубы вес ремонтных машин усилия грузоподъемных устройств.
Участок 4 («подсыпка»). На этом участке проводят подсыпку грунта под
нефтепровод и его уплотнение. На нефтепровод действуют: его собственный
вес вес грунта присыпанного на трубу отпор грунта. Здесь коэффициент
постели С4 значительно меньше чем коэффициент постели С1 на начальном
участке. Коэффициент С4 определяется предварительно: экспериментально или
на основе статистического анализа имеющихся научно-технических материалов.
Отпор грунта на этом участке при механическом уплотнении присыпанного под
нефтепровод грунта с учетом высоты подсыпанного под трубу грунта следует
определить по формуле:
где [p [pic] - величина смещения
трубопровода в сечении zз по вертикали относительно начального положения
Участок 5 («засыпка окончательная»). Это продолжение участка 4. Отпор
грунта определяется по той же формуле (6.49) что и для участка 4. Здесь на
трубу дополнительно действует вес грунта окончательной засыпки вводимый в
формулу вместо [pic].
Общая длина вычисляемого участка и шаг сетки 1 (т.е. длина элемента)
выбираются исходя из имеющейся практики. На границах рассчитываемого
участка ось трубопровода должна принимать горизонтальное положение и
При этом [pic]задается как параметр для проверки точности решения и
завершения вычислений.
Вычисления проводятся методом последовательных приближений. Исходя из
предположения что начальное смещение трубы отсутствует V0(Z) = 0
находим нагрузку q0(Z) определяется перемещение V1(Z) по зависимости
(6.26). Во втором приближении уточняется нагрузка q1(Z) с использованием
перемещения V1(Z). Далее уточняет нагрузка q2(Z) и определяет перемещение
во втором приближении V2(Z). Итерация повторяется пока не получится
окончательное решение V(Z) = Vn(Z).
Необходимое количество итераций зависит от сходимости задачи к точному
решению от требуемой точности решения от длины участка нефтепровода от
конкретной технологической схемы ремонта нефтепровода и других факторов.
Изгибающий момент Mz определяется согласно следующей зависимости:
В пределах одного элемента величины qz Mz E I постоянны. Так как
элементы короткие (длиной 05±1 м) расчеты удовлетворяют требуемой
Напряжения от изгиба в сечении ремонтируемого участка нефтепровода
6. Проверка прочности и устойчивости нефтепровода при
Проверку на прочность нефтепровода при его капитальном
ремонте следует производить из условия [54 114]:
где пр — максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от
расчетных нагрузок и воздействий; [pic]— расчетное сопротивление стали
участка нефтепровода эксплуатируемого длительное время и имеющего
дефекты[114]; 4 — коэффициент учитывающий двухосное напряженное
Расчетное сопротивление [pic] определяется по формуле:
где в1 к1 к - коэффициенты надежности по дефектности нефтепровода;
СД - коэффициент надежности по длительности эксплуатации нефтепровода или
его участка; R2 – расчетное сопротивление стали определяемое в
соответствии с [114] по условному или физическому пределу текучести
принимаемым по сертификатам на сталь исполнительной документации а в
случае отсутвия исполнительной документации – по ТУ на данную сталь или по
Наличие повторно-статических нагрузок на нефтепроводах обусловленных
технологическими и эксплуатационными факторами приводит при длительной
работе к деформационному старению металла труб т. е. к снижению
сопротивляемости трубных сталей разрушению.
Коэффициент надежности по длительности эксплуатации определяется по
где Сэкв — углеводородный эквивалент стали в процентах; Тэ — длительность
эксплуатации участка нефтепровода годы.
Углеродный эквивалент определяется по формуле:
где С Mn Cr Mo V Nв Ti Cu Ni В — содержание % от массы в составе
металла трубной стали соответственно углерода марганца хрома молибдена
ванадия ниобия титана меди никеля бора.
В табл. 6.5 приведены коэффициенты надежности по длительности
эксплуатации нефтепровода (СД).
Значение коэффициента СД для трубных сталей с различным содержанием
Срок эксплуатации годы Коэффициент СД
С= 017 – 020 (стали С = 010 – 015 (стали
ГС 19Г и т. п.) 14ХГС 14ГН 10Г2С)
– 15 10 – 115 10 – 11
Коэффициенты концентрации напряжений к2 в стенках нефтепровода
Характеристика дефектов Коэффициент концентрации
Длинные царапины глубиной h и длиной l [pic]
направленные под углом α к оси нефтепровода
Плотно распределенные сливающиеся коррозийные 19
язвы в кольцевом направлении шириной до 50 мм
Плотно распределенные дефекты общей площадью 15
более 025Dн2 где Dн – диаметр трубы
Общий коррозийный износ стенки нефтепровода 12
Коэффициент «в1» устанавливается в зависимости от характера
коррозионного износа стенки трубы и распределения коррозионных язв на
стенках труб и наличия на стенках труб царапин задиров гофр. Определяется
в зависимости от относительного уменьшения момента сопротивления дефектного
сечения трубы по формуле:
где W – начальный момент сопротивления поперечного сечения трубы; Wф –
фактический момент сопротивления дефектного сечения трубы; к2 – коэффициент
концентрации напряжений на дефектном участке; для некоторых дефектов
значения к2 приведены в табл. 6.6.
Коэффициент «к1» устанавливается в зависимости от овальности
поперечного сечения трубы ремонтируемого участка нефтепровода.
Влияние овальности поперечного сечения нефтепровода на напряженное
состояние относительно небольшое определяется в зависимости от соотношения
малой и большой осей и имеет следующие значения (табл. 6.7)
Зависимость коэффициента концентрации к1 от соотношения малой и большой
Соотношение малой и большой 1 098 096 094 092 09
Коэффициент концентрации 0 10117 10234 10351 10465 10585
Коэффициент «к» устанавливается в зависимости от наличия
геометрических дефектов сварки а также смещения стыков труб.
Концентрация напряжений в сварных швах определяется в зависимости от
смещения кромок и разнотолщинности стенок соединяемых сваркой труб с учетом
усиления на нормативную величину наружного и внутреннего кольцевого шва.
Численная характеристика концентрации напряжений вычисляется
умножением номинального т.е. действующего в стенке нефтепровода
напряжения (на удалении от шва) на коэффициент концентрации «к».
Значения коэффициента концентрации «к» для различных условий
нагружения представлены в работе [100].
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций ремонтируемого
участка нефтепровода проверка производится по условиям:
где [pic] — максимальные суммарные продольные напряжения в нефтепроводе от
нормативных нагрузок и воздействий [114]; [pic] - коэффициент учитывающий
двухосное напряженное состояние металла труб определяемый согласно [114];
кн — коэффициент надежности по назначению трубопровода согласно [114].
Проверка возможности появления местных вмятин в сжатой зоне (или
выпучивания стенки трубы) выполняется из условия:
где [pic] — критическое напряжение при котором происходит выпучивание
стенки; т— предел текучести материала трубы с учетом длительности
эксплуатации (старения); R — радиус наружной стенки нефтепровода; –
наименьшая остаточная толщина стенки нефтепровода.
Проверка общей устойчивости нефтепровода в продольном направлении в
плоскости наименьшей жесткости выполняется по условию:
где S — эквивалентное продольное осевое усилие в сечении нефтепровода; m —
коэффициент условий работы нефтепроводов принимаемый в зависимости от
категории участка нефтепровода [114]; Nкр — продольное критическое усилие
при котором наступает потеря продольной устойчивости нефтепровода.
Критическое усилие согласно [142] для прямолинейного вскрытого
участка трубопровода в траншее
где р – сопротивление продольному перемещению определяемое по [2].
В случае наличия упругого изгиба
где — коэффициент определяемый в зависимости от радиуса упругого изгиба
геометрических характеристик трубопровода (рис. 2.7).
Представленные формулы используются для определения Nкр при вскрытии
трубопровода достаточной протяженности (более 50 м). В случае вскрытия
участка небольшой длины критическое усилие может быть определено по
где в — длина вскрытого участка; к – коэффициент учитывающий отпор грунта
защемляющего концы открытого участка трубопровода поперечным перемещениям
трубы; в случае отcутствия эмпирических данных определяется по формуле:
где qгр – отпор грунта равный:
где Е0 0 – модуль общей деформации и коэффициент поперечной деформации
для данного грунта; рв – критическое давление для трубопровода
определяемое по формуле:
где Е – модуль упругости и коэффициент Пуассона стали; – толщина
стенки; R – наружный радиус трубопровода.
7. Результаты расчетов технологических параметров
ремонтных колонн при ремонте с подъемом нефтепроводов
Основными технологическими параметрами подъема и укладки
нефтепровода являются высота подъема его трубоукладчиками общая
длина приподнятого участка число трубоукладчиков расстояние между ними и
усилие на крюках трубоукладчиков [101].
Определение технологических параметров начинают с выбора числа
трубоукладчиков участвующих в подъеме нефтепровода и назначения
технологической высоты подъема крайними трубоукладчиками необходимой для
прохождения ремонтных машин.
Количество трубоукладчиков выбирают в зависимости от диаметра
нефтепровода выполняемых операций ремонта и грузоподъемности
трубоукладчиков участвующих при подъеме нефтепровода.
Минимальное число трубоукладчиков необходимое для подъема и укладки
нефтепроводов диаметром 530 — 720 и 820— 1220 мм должно быть
соответственно не менее 3 и 4.
Для дальнейшего расчета задают технологическую высоту подъема крайним
трубоукладчиком hт согласно паспортным данным ремонтных машин а высоты
подъема средними трубоукладчиками h2 h3 h4 h5 рекомендуется определять с
соблюдением соотношений приведенных в табл. 6.8.
Соотношение высот подъема трубопровода различными трубоукладчиками
Количество трубоукладчиков участвующих[pic][pic] [pic] [pic] [pic]
в подъеме нефтепровода
Значения коэффициентов m fус φ
Количество m Коэффициент усилияЗначения φ при
трубоукладчиков для определении
участвующих в трубоукладчиков напряжений от изгиба
крайних средних в крайнихв сечениях
пролетах нахождения
Расстановку и загрузку трубоукладчиков производят из условия
симметричности относительно середины приподнятого участка и обеспечения
минимальных напряжений в опасных сечениях приподнятого участка нефтепровода
при заданной технологической высоте подъема.
Расстояние между трубоукладчиками определяют из соотношения:
где L — длина приподнятого участка нефтепровода:
где h1 — высота подъема крайним трубоукладчиком м; А - параметр
зависящий от характеристики трубы; m — коэффициенты выбираемые в
зависимости от количества трубоукладчиков участвующих в подъеме
Расчетные значения параметров А В и С для нефтепроводов
Наружный диаметр Толщина стенки А В С
Усилие на крюках трубоукладчиков определяют из соотношения:
Значения коэффициентов высоты подъема
Высота подъема крайним Значения коэффициентов
Для усилий на Для напряжений
крюках трубоукладчиков [pic]
и длины приподнятого
где fус - коэффициент усилия при подъеме нефтепровода трубоукладчиками; В –
параметр зависящий от характеристики трубы.
Параметры подъема нефтепровода диаметром 1020x11 мм тремя
крайними трубоуклад-
Параметры подъема нефтепровода диаметром 1020x11 мм четырьмя
Параметры подъема нефтепровода диаметром 1020x11 мм пятью
Параметры подъема нефтепровода диаметром 530-820 мм четырьмя
Диаметр Высота подъема РасстояниеДлина Усилие на крюках
нефтепровонефтепровода м между приподнятотрубоукладчиков кН
да Dн мм трубоукладго участка
Технологические параметры и расчетные значения усилий подъема трубопровода
Схема подъема и расстановки ремонтных машин
Зависимость усилия выдергивания от высоты подъема
Высота подъемаПоказания индикатора ДОР-50 Усилие выдергивания в движении Р
от дна траншеиделения кН
на 1-ом на 2-ом среднее по рассчитанное по
участке участке эксперименту формуле (6.121)
После подъема трубопровода на высоту 10 м и выхода верхней образующей
из грунта трубоукладчик вместе с очистными устройствами приходит в
движение перемещая троллейную подвеску начинает процесс непрерывного
выдергивания. В движении при постоянной высоте подъема трубопровода равной
м замеренная вертикальная составляющая усилия подъема образцовым
динамометром ДОР – 50 составила 191 кН. В табл. 6.17 приведено
сопоставление экспериментальных данных полученных на демонтируемом
трубопроводе диаметром 529х8 мм с расчетными параметрами по предложенной
методике показывающее удовлетворительную сходимость результатов.
8.3. Расчет параметров демонтажа
трубопровода с частичным удалением
Трубопроводы диаметром 108 – 325 мм не обладают изгибкой
жесткостью достаточной для извлечения без удаления грунта засыпки даже при
рыхлении грунта. Для демонтажа таких трубопроводов предлагается технология
извлечения труб с частичным удалением грунта засыпки и применением
устройства разработанного ГУП «ИПТЭР».
Технологическая и соответствующая расчетная схемы извлечения
трубопровода малого диаметра с использованием специального устройства и
частичным удалением грунта засыпки показаны на рис. 6.14.
Сопротивление грунта защитного слоя оставленного после частичного
удаления грунта засыпки определяется по формуле:
где h – толщина защитного слоя грунта после частичного удаления грунта
засыпки (рис. 6.15); γ φ с – характеристики грунта засыпки.
Расчеты выполняются по формулам п. 6.8.1. Результаты расчетов
параметров напряженно-деформированного состояния трубопроводов при
извлечении без удаления грунта засыпки (Dн = 529 мм) и с частичным
удалением грунта (Dн = 108 мм) приведены в табл. 6.18.
Рис. 6.14. Демонтаж трубопроводов малых диаметров с частичным удалением
грунта: а – технологическая схема; б – расчетная схема
Рис. 6.15. Расчетная схема определения геометрических параметров при
извлечении трубопровода методом частичного удаления грунта засыпки
Результаты расчетов напряженно-деформированного состояния трубопроводов при
демонтаже без удаления и с частичным удалением грунта засыпки
Расчетные параметры с частичнымбез
Диаметр трубопровода мм 108 530
Материал трубы Ст20 17Г1С
Временное сопротивление материала трубы в МПа 420 520
Предел текучести материала трубы т 250 360
Удельный вес стали ρст кНм3 785 785
Осевой момент инерции I м4 251·10-6 4444·10-
Осевой момент сопротивления W м3 465·10-5 168·10-3
Вес трубопровода qтр кНм 151·10-1 103
Сопротивление грунта вертикальным перемещениям 614 954
трубопровода qгр кНм
Длина пролета участка трубопровода (1 м 463 2632
Реакция грунта в точке 0 R0 кН 1206 10612
Изгибающий момент на опоре М1 кНм 1158 56907
Вертикальное усилие на крюке трубоукладчика Р кН - 18141
Напряжение в стенке трубы МПа 24901 3387
Нормативное сопротивление трубопровода равное пределу 250 360
текучести материала трубы [pic] МПа
Экспериментально определенные значения усилия - 191
9. Прогнозный расчет размыва грунта засыпки
трубопровода на склоне
9.1. Расчет дождевой эрозии склона
с постоянным уклоном
Расчетная схема участка трубопровода проложенного на
участке склона с постоянным уклоном приведена на рис. 6.16.
Способность грунта противостоять размывающему действию потока
характеризуется величиной донной допускаемой неразмывающей скорости течения
воды Δн. Размыв не происходит при выполнении условия когда фактическая
донная скорость потока Δx ниже донной допускаемой неразмывающей скорости
Донная (т. е. на высоте выступа шероховатости Δ) допускаемая
неразмывающая скорость для связных (глинистых) грунтов определяется по
Для несвязных грунтов (песков) донная допускаемая неразмывающая
В формулах (6.131) (6.132) g – ускорение свободного падения g = 981
мс2; γw – удельный вес воды Нм3; γ – удельный вес частиц грунта: для
песков и супесей γ = 26500 Нм3 для суглинков и глин γ = 27000 Нм3; d –
средний диаметр отрывающихся агрегатов грунта: для песков супесей
суглинков и глин d = 0001; 00031; 0004; и 00043 м соответственно; n –
коэффициент перегрузки учитывающий влияние пульсации скоростей потока на
его размывающую способность при отсутствии данных специальных исследований
n определяется по формуле:
mр – коэффициент условий размыва определяемый как:
где m2 – коэффициент учитывающий наличие на склоне растительности при
отсутствии растительности m2 = 1 при наличии неокрепшего (однолетнего)
травяного покрова m2 = 15 при наличии постоянного сенокоса или пастбища
m2 = 9; m3 – коэффициент учитывающий присутствие в потоке наносов при
наличии наносов в коллоидном состоянии m3 = 14 при отсутствии наносов
(чистый поток) m3 = 085; m4 – коэффициент учитывающий исходную влажность
грунта для грунта в водонасыщеном состоянии m4 = 1 для пересохшего грунта
Сш - сцепление грунта определенное по методу шарового штампа (метод
Цытовича) при полном водонасыщении для супесей суглинков и глин Сш
составляет соответственно 20·103 30·103 и 40·103Нм2; Кнар- коэффициент
учитывающий уменьшение сил сцепления в грунте нарушенной структуры и
восстановление их с течением времени определяется по формуле:
где Кр - коэффициент разупрочнения для песка супеси и суглинка Кр = 32;
и 57 соответственно; пис - коэффициент интенсивности самоупрочнения
для песка и супеси пис = 008 для суглинка - 015; t- время прошедшее с
момента нарушения структуры грунта лет; для грунтов естественного сложения
Кнар принимается равным единице; Код- коэффициент однородности грунта при
отсутствии экспериментальных данных Код принимается равным 05.
Рис. 6.16. К расчету размываемого склона с постоянным уклоном:
а - расчетная схема: 1 – трубопровод; 2 – промоина;
б – график для определения интенсивности впитывания влаги в грунт
При отсутствии достаточных данных для расчета донной допускаемой
неразмывающей скорости допускается принимать ее значения по табл. 6.19.
Примерные значения донной допускаемой неразмывающей скорости мс
Вид грунта Песок Супесь Суглинок Глина Грунт
В естественном 02 045 052 098 -
В нарушенном 02 02 026 039 -
В нарушенном 02 03 039 065 09
Фактическая донная скорость потока в точке отстоящей от водораздела
(верха склона) на х м (см. рис. 6.9) определяется по формуле:
где J - интенсивность осадков мс максимальная интенсивность дождя
продолжительностью Т(с) повторяющегося в среднем 1 раз в N лет
определяется по данным работы [113]; J0 - интенсивность впитывания влаги в
грунт определяется по графику (рис. 6.9) в зависимости от
интенсивности осадков и класса грунта по водопроницаемости мс классы
грунтов по водопроницаемости приведены в табл. 6.20; n0 –
коэффициент шероховатости русла потока для грунта засыпки без
растительности n0 = 0025 при наличии однолетнего травяного покрова –
4; m1 – коэффициент учитывающий отклонение характера движения
склонового стока от движения ровного слоя воды для склона изрезанного
промоинами m1 = 15 для выровненного склона – 1.
Классы грунтов по водопроницаемости
Структура Механический состав грунта
Глины Средние и Супеси Пески
Водопрочная макроструктура 4 5 - -
Макроструктура средней устойчивости 2 3 4 -
Микроструктура или неустойчивая 1 2 3 4
По формуле (6.136) рассчитывается фактическая донная скорость потока в
нижней точке склона ΔL при этом в качестве х принимается длина склона L.
Если полученное значение ΔL меньше Δн размыв склона не происходит. Если
ΔL > Δн рассчитывают длину участка не подверженного эрозии по формуле
Глубина размыва грунта Δh за время Δt потоком имеющим скорость Δх
для любого х а также глубина размыва в нижней точке склона ΔhL
определяются из выражения:
При определении ΔhL в качестве Δх принимается ΔL рассчитываемая для
Прогноз расчета размыва склона дождевым стоком можно проводить с
использованием программы «SKLON».
9.2. Расчет дождевой эрозии на склонах
с переменным уклоном
В том случае если склон имеет сложную конфигурацию
(переменный уклон как на рис. 6.17) расчет весьма осложняется ввиду того
что фактическая скорость потока зависит от уклона нелинейно. В этом случае
для каждого последующего (после первого) участка склона следует определять
мнимое расстояние от водораздела Хмм то есть такое расстояние которое
потребовалось бы потоку имеющему в некоторой точке Хj – го участка с
уклоном ij скорость Δх j для того чтобы набрать такую же скорость как
если бы весь вышележащий склон имел такой же уклон ij. Ввиду того что
расчет в этом случае получается весьма громоздким был составлен
приближенный метод расчета при котором реальный склон с участками
переменного уклона заменяется эквивалентным склоном с постоянным
среднеквадратическим значением уклона iср.
Рис. 6.17. Схема размываемого склона с переменным уклоном
Идентификаторы исходных данных и табличных параметров программы SKLON
Наименование величины единица измерения Обозначение Обозначение
методике в программе
Общая длина склона L Ltemp
Средний уклон склона iср Isr
Число участков склона - Z
Число промежуточных точек на участке - N
Продолжительность осадков ч Δt T
Интенсивность осадков мммин - O1
Интенсивность осадков мс j O
Класс почвы грунта по водопроницаемости - S
Интенсивность впитывания мммин - O3
Интенсивность впитывания мс j0 O3
Коэффициент шероховатости n0 N0
Коэффициент изборожденности склона m1 M1
Коэффициент условий размыва m M2
Сцепление грунта кНм2 - C1
Сцепление грунта Нм C C
Средний диаметр агрегата грунта мм - D1
Средний диаметр агрегата грунта м d D
Удельный вес частиц грунта кНм2 - G1
Удельный вес частиц грунта Нм2 γ G
Допускаемая не размывающая скорость мс Δдоп V9
Номер участка склона k n1
Длина участка м ( L[n1]
Уклон участка i I[n1]
Расстояние до водораздела м x X
Действительная донная скорость в конце j Δxk V[n1]
Длина неразмываемого участка м (нераз L1
Номер промежуточной точки - n1
Расстояние от начала участка до точки м - Y[n1]
Действительная донная скорость в VΔx V[n1]
промежуточной точке мс
Глубина размыва в промежуточной точке м Δh H[n1]
Конвертированные константы и переменные
Допускаемая не размывающая скорость мс Δдоп V90
Действительная донная скорость в VΔx V0
Длина неразмываемого участка м (нераз l0
Номер промежуточной точки - J0
Расстояние от начала участка до точки м - J0
Действительная донная скорость в Δ W0
Глубина размыва в промежуточной точке Δhx W0
Среднеквадратическое значение уклона определяется по формуле:
где L – общая длина склона; (k – длина участка склона м; ik – уклон
Найденное значение среднего склона iср подставляется в формулу (6.137)
вместо i. Расчет проводится аналогично расчету для склонов с постоянным
Ввиду того что расчет получается достаточно громоздким была
составлена программа расчета SKLON.
По данной программе рассчитываются Δх Δн (неразм Δh для
эквивалентного склона при любом числе участков.
Для удобства использования программы SKLON составлена таблица
идентификаторов исходных данных и расчетных параметров (табл. 6.21).
По результатам расчета оценивается возможность водной эрозии склона
размыва засыпки трубопровода и разрабатываются противоэрозионные
мероприятия в соответствии с положениями инструкции РД 51-2.4-007-98 [104].
10. Прогнозный расчет роста и оценка параметров оврагов
Расчетная схема для прогнозного роста оврага в виде
продольного профиля приведена на рис. 6.18. Максимальную длину оврага
следует определять по формуле [131]:
где Н – глубина базиса эрозии м; Ix – уклон естественного откоса для
песчаных грунтов I для глины мергеля известняка I
I0 – уклон русла на устьевом участке оврага определяется по формуле:
где [pic] - донная допускаемая неразмывающая скорость мс определяемая по
формулам (6.131) (6.132); n0 – коэффициент шероховатости n0 = 003 для
песчаных и глинистых грунтов 0005 – для скальных грунтов мергеля
известняка; А – принятое соотношение между шириной и глубиной потока;
Q0 – максимальный расход жидкого стока заданной обеспеченности в замыкающем
створе овражного водосбора м3с определяется по данным работы [124].
Если профиль склона на котором развивается овраг имеет постоянный
уклон от водораздела до устья то от полученной расчетом длины следует
вычесть величину L* равную
где L – длина склона м; Iφ – уклон склона; Lов – рассчитанная по формуле
(6.140) длина оврага.
Рис. 6.18. Расчетная схема продольного профиля оврага: 1 - продольный
профиль оврага; 2 - профиль склона; 3 - створ трубопровода.
Предельную глубину оврага в створе газопровода следует определять по
где хг - расстояние от устья оврага до створа трубопровода м; - угол
наклона профиля склона в створе трубопровода.
Предельную ширину оврага в створе газопровода следует определять из
где φ - угол естественного откоса грунта.
11. Расчет устройств для закрепления вершин оврагов
11.1. Конструкции устройств
для закрепления вершин оврагов
Тип гидротехнического сооружения в вершине оврага (при
закреплении вершин оврагов) зависит от рельефа местности глубины оврага
площади водосбора долговечности сооружения наличия строительных
материалов и других факторов.
Основными типами вершинных гидротехнических сооружений являются
сопрягающие сооружения: быстротоки перепады дренажные подушки консольные
сбросы трубчатые закрытые сооружения и т.д. В нижнем бьефе они могут
дополняться отбрасывающими устройствами: трамплинами уступами или
устройствами для гашения энергии потока.
Быстротоком называется вершинное сопрягающее сооружение в виде лотка
обеспечивающего безопасный сброс потока на дно оврага. Размеры и уклон
быстротока определяются допускаемой неразмывающей скоростью для материала
покрытия быстротока. Упрощенной конструкцией быстротока являются фашинные
или деревянные лотки устраиваемые в вершинах оврагов.
Наиболее надежными сооружениями являются бетонные и железобетонные
быстротоки. Половину бетонного быстротока устраивают в виде плиты толщиной
-07 м. По длине быстротока лоток разрезают поперечными температурными
швами. Толщину плиты рассчитывают. Боковые бетонные стенки принимают
конструктивно толщиной 0.3 м и высотой на 02 и выше глубины потока.
Бетонные быстротоки можно устраивать сборной конструкции из отдельных
Основной причиной аварии быстротоков является вымывание грунта из-под
лотков особенно если сооружение врезано в грунт и размещено в вершине
оврага. Кроме того определенную роль играет и давление на быстроток грунта
при его замораживании и оттаивании.
Отмеченных недостатков лишены быстротоки из грунта закрепленного
органическими или минеральными вяжущими.
Преимуществом быстротоков из закрепленного грунта является также
возможность последующего задернения желательного с точки зрения
восстановления ландшафта. Основным требованием предъявляемым к
противоэрозионным конструкциям из закрепленного грунта является
достаточно большая сопротивляемость материала размыву. Одна из
возможных конструкций быстротока из закрепленного грунта приведена на рис.
Основными элементами быстротока из закрепленного грунта являются:
) собственно быстроток-лоток из закрепленного грунта; поперечное сечение
может быть трапециевидным (см. рис. 6.19) треугольным или полукруглым;
покрытие привершинного участка предотвращающее возникновение размывов на
входе потока в лоток;
покрытие на выходе из лотка (устраивается по дну оврага);
водобойный барьер можно устраивать из каменной наброски или закрепленного
основание быстротока - насыпной минеральный грунт послойно уплотненный;
рекультивационное покрытие - слой плодородного грунта с семенами
быстрорастущих трав отсыпаемый поверх закрепленного грунта (на рис. 6.19
условно не показан).
Рис. 6.19. Конструкция быстротока из закрепленного грунта в вершине оврага:
- закрепленный грунт; 2 - насыпной незакрепленный грунт; 3 - каменная
На рис. 6.20 представлены варианты вершинного сооружения называемого
Рис. 6.20. Варианты конструкции вершинных дренажных подушек: а –
задернованная дренажная подушка; б – габионная дренажная подушка; 1 –
дренажный материал; 2 – слой дерна; 3 – водобойный колодец; 4 – направление
движения потока; 5 – металлическая сетка
В качестве материала засыпки дренажной подушки следует использовать
крупнообломочный грунт шлак битый кирпич пустую породу терриконников или
любой дренирующий материал с коэффициентом фильтрации 2-10 мс.
Задернованная дренажная подушка (рис. 6.20 а) представляет
собой насыпь из дренирующего материала в вершине оврага покрытую
сверху слоем растительного грунта с семенами трав и удобрениями (или слоем
дерна) при этом на входе и на выходе потока насыпь из дренирующего
материала оставлена открытой. Кроме того для обеспечения безразмываемого
истекания потока из слоя материала на выходе устроен водобойный колодец. В
случае заиления через несколько лет после строительства входного слоя
дренирующего материала поток будет стекать по сформировавшемуся дерновому
покрову который будет противостоять размыву. Такая конструкция применима в
вершинах оврагов с максимальным расходом стока не более 0.5 м3с.
Преимуществом задернованной дренажной подушки является улучшение
эстетических свойств ландшафта.
11.2. Расчет быстротока
Расчет быстротока из закрепленного грунта ведут в
следующей последовательности. Задают предполагаемое значение глубины потока
h = 0.7 hтах где hmax – максимально возможная (по принятому поперечному
профилю лотка) глубина потока м.
Вычисляют допускаемую среднюю скорость потока по формуле [130]:
где Δн - допускаемая неразмывающая скорость мс; Δ - высота выступа
эквивалентной шероховатости м; принимают для: растительного слоя грунта
глины суглинка супеси и песка пылеватого 1мм для песка с размерами
частиц от мелкого до крупного 5 мм для песка гравилистого гравия и
дресвяного грунта 20 мм для гальки и щебня - 50 мм.
Вычисляют площадь живого сечения потока по формуле:
где Qp% - расчетное значение расхода воды заданной обеспеченности р% м3с
определяется по [124].
Вычисляют глубину потока. Если форма поперечного сечения -
равнобедренная трапеция то глубину потока определяют по формуле:
где b - ширина по дну; т - заложение откосов.
Проверяют совпадение h1 и h. Значение h должно находиться в интервале
от h' до 12 h' . Если это условие не выполняется изменяют h' и повторяют
расчет h. После того как условие совпадения значений будет выполнено
проверяют приемлемость данной формы сечения из условия непревышения
максимально возможной глубины: h ≤ 09 hтах. В случае невыполнения данного
условия изменяют форму поперечного сечения (увеличивают hmax).
После выполнения этого условия определяют допускаемый уклон
быстротока используя зависимости:
В формулах 6.148 – 6.151 w - скоростная
характеристика мс; n0 - коэффициент шероховатости; R - гидравлических
радиус м; - смоченный периметр м.
Для равнобедренной трапеции смоченный периметр определяют по формуле:
На заключительной стадии проектирования назначают уклон
быстротока который должен быть не более допускаемого определяют длину
где Δh - разность высот между началом и концом лотка м; I - назначенный
Размеры покрытия на привершинном участке задают исходя из состояния
привершинного участка и его конфигурации. Конструкция покрытия на
привершинном участке должна обеспечивать поступление всего стока на лоток и
исключать возможность подмыва. Длину покрытия на выходе из лотка назначают
где Lб - длина лотка.
Уклон покрытия на выходе равен уклону дна оврага. Высоту водобойного
барьера принимают равной половине глубины потока.
Толщину покрытия из закрепленного грунта назначают из технологических
соображений (в зависимости от глубины перемешивания плугом или фрезой) но
не менее 03 м а в нижней трети лотка - не менее 05 м.
11.3. Расчет дренажной подушки
Общая длина задернованной дренажной подушки определяется
где α - угол естественного откоса дренажного материала; I - средний уклон
дна оврага; t - толщина слоя засыпки в узком сечении t= 05-07 м; –
коэффициент пористости дренажного материала; - толщина слоя дерна = 03-
5 м; Нв- высота вершинного перепада.
Пропускную способность задернованной дренажной подушки следует
определять по формуле:
где Кф - коэффициент фильтрации дренажного материала; S - средняя ширина
потока воды м; Iп - пьезометрический уклон в слое засыпки определяемый по
Объем дренажного материала необходимый для устройства задернованной
дренажной подушки следует определять из выражения:
Габионная дренажная подушка (см. рис. 6.20I) является вариантом
традиционной открытой дренажной подушки. Дренажный материал здесь
удерживается от сноса металлической или другой прочной сеткой (в других
вариантах можно устанавливать сетку в виде стенки опирающейся на колья или
устраивать плетень). На выходе потока из объема дренажного материала в дно
оврага втрамбовывают щебень для предотвращения подмыва конструкции (может
быть использована подстилка из геотекстиля защемленная засыпкой). Длину
дренажной подушки открытого типа следует определять по формуле:
где к0 - параметр характеризующий дружность половодья (для лесной и
лесостепной зон Европейской части России к0 = 0030-0012) [113]; h0 - слой
суммарного весеннего стока вероятностью превышения 10 % мм; F - площадь
водосбора км2; Нn - глубина потока при подходе к вершине оврага м; Hв
Кф - то же что в формулах (6.155) (6.156); п - показатель степени
редукции принимаемой по [124].
12. Примеры расчетов
Пример 6.1. Выполнить расчет поверхностной
дождевой эрозии на участке трубопровода проложенного по продольному
склону общей протяженностью 258 м. Средний уклон i = 0065. Грунт
– рекультивированный чернозем нарушенной структуры с характеристиками:
- удельный вес частиц грунта γ =25000 Нм3;
- средний размер агрегата грунта d = 31·10-3м.
Средний ожидаемой суточный максимум осадков J =266 ммсут.
=3083·10-7мс. Ускорение свободного падения g = 98 мс2. Удельный
вес воды γw = 11000 нм3. Сцепление грунта определяемое по методу
шарового штампа для легких супесей и почв сш = 20·103 Нм2.
Коэффициент однородности грунта К =05. Коэффициент разупрочнения грунта
Коэффициент условий размыва по формуле (6.134)
Коэффициент перегрузки по формуле (6.133)
Коэффициент учитывающий уменьшение сил сцепления грунта при
разрушении его структуры и восстановление структуры со временем
Донная допускаемая неразмывающая скорость для почвогрунта по
По номограмме (рис.6.16 б) интенсивность впитывания влаги в
грунт для класса 3 по водопроницаемости I0 = 08910-7 мс.
Фактическая донная скорость потока на расстоянии х
соответствующем подошве склона т. е. при х = 258 м по формуле
Производится сравнение данной скорости потока с допускаемой
неразмывающей скоростью:
[pic]=0318 > [pic]=0162мс
следовательно склон будет размываться.
Длина участка не подверженного эрозии по формуле (6.54) и
положение начальной точки промоины:
Образование и развитие промоины может начаться на расстоянии
97м от начала склона поэтому необходимо выполнить
противоэрозионные мероприятия в полосе трубопровода на части склона
удаленной от подошвы на расстоянии; равном: 2580 – 2197 = 383
Пример 6.2. Определить допустимое значение уклона дна быстротока
на вершине оврага устраиваемого из закрепленного органическими
вяжущими грунта. Допускаемая максимальная донная неразмывающая
скорость для суглинка закрепленного органическим вяжущим ВМТ-Л
составляет [pic] мс.
Поперечные размеры быстротока трапецеидальной формы (рис. 6.19):
-ширина по дну b =1м;
- заложение откоса m =5.
Расход воды весеннего половодья 5% вероятности превышения
Q5%=88мс. Проектируемая глубина потока h=05м.
Высота выступа эквивалентной шероховатости для закрепленного суглинка
=000407м. Коэффициент шероховатости n = 0018.
Средняя скорость потока в сечении по формуле (6.145)
Площадь живого сечения потока по формуле (6.61)
Глубина потока для принятых размеров поперечного сечения
быстротока по формуле (6.147)
Смоченный периметр потока с поперечным сечением в виде
равнобедренной трапеции по формуле (6.152)
Гидравлический радиус сечения потока по формуле (6.151)
Гидравлические характеристики потока по формулам (6.150) и (6.149)
Допустимый уклон по формуле (6.148)
Полученное значение допустимого уклона дна быстротока используется
для проектирования размеров и конструктивного оформление
РАСЧЕТЫ ПАРАМЕТРОВ НАДЕЖНОСТИ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ
1 Общие представления о надежности газонефтепроводов
Магистральные газонефтепрводы и нефтепродуктопроводы
промысловые трубопроводы трубопроводы головных сооружений
магистрального транспорта нефти и газа являются сложными
составляющими частями системы нефте- и газоснабжения.
Основные определения и термины теории надежности трубопроводов
регламентированы ГОСТ 27.002-89 [50] и нормативными документами по
Система – объект представляющий собой совокупность более
простых частей (элементов системы) взаимодействующих в процессе
выполнения определенной задачи и связанных функционально.
Система нефте- и газоснабжения – открытая человеко-машинная
система предназначенная для добычи нефти газа и газового
конденсата их подготовки передачи трнспортирования переработки
хранения и распределения.
Магистральный трубопровод (МТ) – сложный промышленный транспортный
комплекс предназначенный для транспортировки газа нефти нефтепродуктов и
других продуктов и включающий собственно линейную часть с переходами через
естественные и искусственные преграды и наземные объекты: насосные и
компрессорные станции.
Надежность (англ. dependability) – свойство объекта выполнять
заданные функции в заданном объеме при определенных условиях
функционирования. Надежность магистрального трубопровода состоит в
устойчивой и непрерывной транспортировке и передаче нефти
нефтепродуктов и газа потребителям.
Надежность системы в общем случае включает в себя компоненты:
безотказность долговечность ремонтопригодность безопасность
устойчивоспособность режимную управляемость и живучесть.
В тоже время все составные части системы магистрального
трубопровода состоят из отдельных конструктивных элементов.
Надежное функционирование магистрального трубопровода как
сложной системы зависит как от надежности составляющих элементов
так и от устойчивого функционирования их во взаимосвязи.
Поэтому различают эксплуатационную надежность магистрального
трубопровода в целом и конструктивную или механическую надежность
отдельных элементов (конструкций) – труб деталей опор изоляционных
Эксплуатационная надежность магистрального трубопровода зависит
в той или иной степени от всех компонентов надежности и
интегрально может быть оценена коэффициентом эксплуатационной
где [pic] – средняя пропускная способность трубопровода – фактическая
пропускная способность вычисленная как математическое ожидание за
определенный промежуток времени (месяц полугодие год); [pic]–
номинальная пропускная способность.
Конструктивная надежность оценивается безотказностью
долговечностью и ремонтопригодностью и безопасностью конструкции и
трубопровода вцелом.
Безотказность – свойство конструкции или магистрального
трубопровода (МТ) непрерывно сохранять работоспособность в течение
Долговечность – время в течение которого элемент или МТ
сохраняет работоспособность вплоть до наступления предельного
Предельное состояние – состояние объекта при котором его
дальнейшее применение по назначению должно быть прекращено по
– угрозы потери прочности устойчивости чрезмерных деформаций;
– неустранимого нарушения требований безопасности для персонала
населения и окружающей среды (предаварийное состояние);
– неустранимого отклонения заданных параметров перекачки за
установленные пределы;
– недопустимого увеличения эксплуатационных расходов;
– необходимости проведения капитального ремонта.
При анализе долговечности МТ в процессе эксплуатации используют
термины «наработка» и «ресурс».
Наработка – продолжительность работы элемента конструкции или
оборудования в течение рассматриваемого периода времени (измеряется в
часах циклах машиносменах и др. единицах).
Ресурс – наработка элемента или оборудования до предельного
состояния оговоренная технической документацией.
Остаточный ресурс – продолжительность работы элемента МТ от
момента диагностирования до наступления предельного состояния.
Назначенный ресурс – наработка элемента или оборудования при
достижении которой эксплуатация должна быть прекращена независимо от
Ремонтопригодность – приспособленность трубопровода к обнаружению
причин возникновения повреждений и к устранению их путем
проведения технического обслуживания и ремонта.
Безопасность – возможность МТ не допускать ситуаций опасных для
людей и окружающей среды.
Анализ компонентов надежности элементов и оборудования линейной
части и перекачивающих станций составляет информационную базу
анализа надежности МТ как системы.
Переход конструкции в предельное состояние называется отказом.
Различают полный отказ функционирования (аварийный отказ) и отказ
работоспособности когда конструкция продолжает выполнять свою
функцию но надежность ее переходит на более низкий уровень.
Поскольку на напряженно-деформированное и общее состояние
трубопровода влияют множество факторов величина которых подвержена
случайным изменениям то для оценки истинного состояния
конструктивного элемента используют расчетные методы теории
вероятностей и математической статистики.
Случайная величина – это характеристика или параметр которые на
практике могут принимать различные заранее неизвестные значения х.
Различают случайные значения дискретные и непрерывные.
Например число отказов число работающих насосных агрегатов –
дискретные случайные величины; время прошедшее от запуска агрегата
до отказа рабочее давление – непрерывные случайные величины.
Для удобства анализа характеристики и параметры трубопровода
процесса перекачки и окружающей среды принято распределять на две
группы: параметры прочности R и параметры нагрузки Q.
Параметры прочности R – временное сопротивление стали в
условный или физический предел текучести стали 02(т) толщина
стенки труб н и другие геометрические характеристики сечения
трубы сопротивление изоляции расстояние между балластными грузами
Параметры нагрузки Q – внутреннее давление в трубопроводе вес
продукта и трубопровода выталкивающая сила воды температурный
перепад t внутренние напряжения в стенке трубы и т.д.
Параметры прочности R и параметры нагрузки Q – случайные величины.
Генеральная совокупность – все возможные значения воображаемых
наблюдений случайной величины которые можно было бы сделать.
На практике невозможно получить генеральную совокупность вследствие
ее большого объема да это и нецелесообразно достаточно
оперировать реально достижимым числом значений случайной величины.
Выборка объема n – часть генеральной совокупности включающая n
значений случайной величины. Объем выборки n т.е. число случайных
значений зависит от экономически обоснованной требуемой
достоверности суждений о возможном интервале изменений случайной
величины: чем больше n тем выше достоверность.
Математическое ожидание – среднее алгебраическое всех n
наблюдаемых значений случайной величины в выборке объема n:
Вероятность события – численная мера объективной возможности
наступления этого события.
Пусть А – событие Х – установленное конкретное значение случайной
величины х. Пусть событие А заключается в том что конкретное
значение Х больше любого случайного значения параметра х:
Тогда запись Р(А) = Р(Х > х) будет означать вероятность события
заключающегося в том что данное конкретное значение случайной
величины Х всегда будет больше ее любого случайного значения.
Интервалы изменения Р(А) = 0-1. Когда Р(А) = 0 событие А не
произойдет ни при каких обстоятельствах.
При Р(А) = 1 событие произойдет обязательно независимо ни от чего.
При Р(А) = 05 шансы за и против будут 1:1.
Функция распределения случайной величины F(х) – это функция
описываемая вероятностью того что конкретное значение случайной
величины всегда меньше ее случайного значения:
Если случайная величина определена на всей числовой оси то функция
распределения имеет вид (рис.7.1) т.е. такая случайная величина
теоретически может принимать любые значения. Функция распределения для
положительных случайных величин показана на рис. 7.2 а.
Рис 7.1. Функция распределения для любых значений случайной величины
Рис 7.2. Функция распределения (а) и плотность распределения (б)
положительной случайной величины
Плотность распределения случайной величины fх(х) и законы
распределения. Плотностью распределения непрерывной случайной величины
называется производная функции распределения по х:
Справедлива и обратная зависимость независимо от пределов
Свойства плотности распределения:
Свойство 1. f(х) ≥ 0 – плотность распределения число
Свойство 2. [pic] т. к. Р(Х х)=1 для симметричной области
изменения или если случайная величина может принимать любое
значение то всегда найдется случайное ее значение х которое
больше данного конкретного значения Х.
Для положительной числовой полуоси тоже справедливо выражение (7.6):
График плотности распределения случайной величины на положительной
числовой полуоси показан на рис. 7.2 б.
Для выяснения практического смысла плотности распределения
случайной величины рассмотрим результаты испытания образцов трубной
стали на растяжение по ГОСТ 1497-84*. Было испытано 20 образцов. Из-
за неоднородности состава и механических свойств получился разброс
Результаты были обработаны вычислены средние значения предела
прочности на растяжение в в заданных интервалах с округлением до
Результаты испытаний стали на растяжение
Номер Число Среднее Номер Число Среднее
интервала образцов значение интервала образцов значение
Рис.7.3. Частота распределения значений прочности на растяжение
Построена зависимость числа образцов соответствующего среднему
значению [pic] в каждом интервале от [pic] (рис. 7.3).
Из графика видно что плотность распределения случайной
величины – это распределение частоты случаев появления определенных
конкретных значений случайной величины. Нетрудно рассчитать что в
этом примере математическое ожидание предела прочности равно [pic]
Плотность распределения случайных величин в зависимости от
физической сущности рассматриваемых параметров и процессов влияющих
на разброс их значений может быть описана различными
аппроксимирующими функциями.
Известны виды распределений: равномерное нормальное
логарифмически – нормальное экспоненциальное гамма – распределение
биноминальное и др. В расчетах прочности строительных конструкций и
при исследовании дефектов стенок труб широко применяются нормальный
и логарифмически-нормальный законы распределения.
Например разброс характеристик материалов значений нагрузок и
воздействий изменение условий работы учитываемые при
проектировании объектов транспорта и хранения достаточно хорошо
описываются нормальным законом распределения (рис. 7.4):
где [p [pic]– дисперсия случайной
Некоторые характеристики эксплуатируемых трубопроводов например
размеры коррозионных дефектов стенки трубы (глубина диаметр)
подчиняются логарифмически – нормальному закону распределения (рис.
где М – коэффициент перехода от десятичных логарифмов к натуральным.
Дисперсия случайной величины характеризует среднеквадратическое
значение разброса отдельных значений из выборки объема n и
Представление об абсолютной величине разброса наблюдаемых значений
случайной величины относительно ее математического ожидания дает
стандарт отклонения случайной величины [pic]:
2. Расчет вероятности отказа стенки трубы
Безотказность трубопровода как свойство непрерывно
сохранять работоспособность в течение заданного времени обеспечивается
если не происходит переход трубопровода в предельное состояние в
виде разрушения путем потери прочности устойчивости или развития
чрезмерных деформаций. Поэтому основной количественной характеристикой
позволяющей оценить степень безотказности является вероятность
разрушения потери устойчивости или чрезмерных деформаций т.е.
Когда случайное значение параметра прочности [pic] больше
случайного значения параметра нагрузки [pic] то в данный момент
отказа не произойдет и наоборот. Этот простой факт позволяет для
анализа безотказности ввести понятие резерва или запаса прочности
Резерв или запас прочности S – случайная величина:
Если [pic]>0 то в данный момент отказа не произойдет.
Если [pic] ≤0 отказ произойдет обязательно.
Учитывая случайный характер запаса прочности [pic] анализ
возможности отказа выполняется для математического ожидания запаса
Выполнение неравенства (7.15) обеспечивает с какой-то
вероятностью безотказность конструкции.
Вероятность отказа – это вероятность невыполнения неравенства
[pic] – вероятность безотказной работы.
Если V = 0 то разрушения конструкции не должно произойти
гарантировано. На практике V = 0 достигается только за счет очень
больших экономических затрат поэтому речь может идти об экономически
обоснованных и обеспечивающих промышленную и экологическую безопасность
допускаемых значениях вероятности отказа.
Вероятность отказа и вероятность безотказной работы дополняют друг
В общем случае при любой плотности распределения случайной
величины вероятность отказа определяется [pic]:
При нормальном законе распределения случайных величин [pic] и [pic]
для положительной числовой полуоси вероятность отказа определяется:
где Ф(γ) – интеграл вероятности Гаусса
γ – характеристика безотказности определяемая по формуле:
где [p [pic]- стандарт
отклонения запаса прочности.
Математическое ожидание запаса прочности определяется как
где [pic] [pic] – математическое ожидание параметров прочности и
параметров нагрузки определяемые по зависимостям:
Стандарт отклонения запаса прочности рассчитывается как:
где [p [pic] [pic] дисперсии
параметров прочности и параметров нагрузки определяемые по
где [pic] – известные случайные значения параметров прочности и
Интеграл вероятности определяется по таблицам интегралов или вычисляется
Полученное значение вероятности сравнивается с допускаемым для данного
В случае невыполнения условия (7.28) выполняется анализ
факторов которые повлияли на результат и производится
регулирование параметров характеристик и факторов. Разрабатываются
практические рекомендации для снижения вероятности отказа.
Для оценки значимости различных характеристик и параметров на величину
вероятности отказа рассматриваются графики плотностей распределения
параметров прочности и нагрузок используемых в механическом расчете
трубопроводов. Все возможные значения запаса прочности [pic] при нормальном
законе распределения параметров прочности и нагрузки зависят от координат
аппроксимирующих функций [pic] и [pic] (рис. 7.6).
Рис. 7.6. График к анализу запаса прочности
Заштрихованная зона в которой случайные значения запаса прочности
[pic] имеют отрицательный знак [pic] является зоной безусловных отказов. В
точке А пересечения графиков [pic] и [pic] запас прочности [pic] выше
точки А – запас прочности [pic] следовательно отказов не будет.
Для уменьшения вероятности отказа что графически соответствует
уменьшению площади заштрихованной зоны необходимо в соответствии с
формулами (7.19) и (7.20) увеличить значение характеристики безопасности
γ. Из формулы (7.21) следует что этого можно достичь путем:
) увеличения математического ожидания запаса прочности [pic] при
постоянном значении стандарта отклонения запаса прочности [p
) уменьшения стандарта отклонения запаса прочности [pic] при
постоянном значении математического ожидания [p
) изменения одновременно в нужную сторону обоих параметров [pic] и
Из формулы (7.22) видно что увеличения математического ожидания
запаса прочности [pic] можно добиться путем увеличения параметра прочности
[pic] и уменьшения параметра нагрузки [pic]. Это означает применение
трубных сталей более высокого класса и уменьшение напряжения в стенки трубы
либо за счет снижения давления в трубе и других нагрузок либо за счет
увеличения толщины стенки что обычно и делается в практике проектирования.
Однако это направление регулирования безотказности ограничено соображениями
проектной производительности и чрезмерных затрат материала.
Формула (7.25) показывает что снижение стандарта отклонения запаса
прочности [pic] может быть обеспечено уменьшением дисперсий параметра
прочности [pic] и параметра нагрузки [pic]. Для этого можно например
рекомендовать разработку и применение более качественных сталей с меньшим
разбросом механических и геометрических характеристик а также оптимизацию
режима работы трубопроводов более плавное и качественное включение
резервных насосов и т. д. т. е. перевод проектной и материально-
технической базы трубопроводов на более высокий технологический уровень.
3. Метод контроля состояния изоляционного покрытия при
эксплуатации по ГОСТ P 51164-98
3.1. Основные представления об электрохимической
коррозии подземных трубопроводов
На поверхности металлических изделий находящихся в
контакте с почвенным электролитом вследствие местных неоднородностей
состава металла или электролита возникает большое количество коррозионных
элементов природа которых аналогична природе гальванических элементов. При
этом коррозионному разрушению подвергаются анодные участки имеющие более
отрицательный электрохимический потенциал по сравнению с близрасположенными
катодными участками.
Рис. 7.7. Модель коррозионного микроэлемента
Электрохимическая коррозия – результат работы коррозионных
гальванических элементов. Она происходит следующим образом (рис.7.7): на
анодных участках протекает реакция окисления с образованием ионов металла
Fе2+ а на катодных участках под влиянием кислорода образуется гидроокись
(как результат протекания реакции кислородной деполяризации). Ионы Fе2+ и
ОН– направляются друг к другу и образуют нерастворимый осадок Fе(ОН)2
который может разлагаться на окись железа и воду (Fе(ОН)2 Fе2О3 + Н2O).
Высвобождающиеся при реакции окисления электроны от анодного участка по
металлу изделия перетекают к катодному участку и участвуют в реакции
Основными условиями возникновения почвенной коррозии металлов являются
наличие разности потенциалов двух разноименных металлических изделий
или их деталей а также отдельных участков поверхности одного и того
наличие контакта двух металлов или двух участков металла с
соединение анода и катода металлическим проводником которым является
металл сооружения если на его поверхности возникли анодные и катодные
наличие в электролите диссоциированных ионов.
Такие условия всегда наблюдаются на поверхности любого металла
погруженного в почвенный электролит или имеющего на поверхности тонкую
пленку влаги поэтому степень опасности коррозионного разрушения оценивают
не по возможности его возникновения а по скорости и величине потерь
Таким образом коррозионный процесс соответствует положительному току
току катионов металла в коррозионную среду на металле протекает анодная
реакция которая для железа записывается:
Часть электронов с помощью окислительной реакции соединяется с
присутствующим в порах грунта кислородом:
Эта реакция относится к типу катодных реакций чем больше кислорода
тем больше отводится выделившихся электронов тем выше деполяризация.
Однако из-за высокой валентности железа и ограниченности содержания
кислорода в порах грунта электролит все высвободившие электроны отводить не
в состоянии а количество отводимых электронов зависит от ионного состава
электролита и температуры. Поэтому в естественных условиях в металле
накапливается какое-то количество избыточных электронов.
В результате на металле трубы появляется отрицательный заряд который
относительно электролита в естественных условиях создаёт так называемый
естественный потенциал трубы относительно земли Ue для трубных сталей Ue=
Одновременно могут происходить и другие реакции:
а) окислительные катодные реакции
б) восстановительные реакции в электролите например:
Fe2+ + 2ОН– = Fe(ОН)2.
Из сущности электрохимической коррозии следует вывод: для
торможения процесса коррозии необходимо обеспечить поляризацию поверхности
металла созданием избытка электронов (катодная поляризация) и замедлением
перехода ионов железа в электролит (анодная поляризация) что достигается
комплексной защитой от коррозии.
3.2. Сущность и основные параметры комплексной защиты
Комплексная защита подземных трубопроводов от
электрохимической коррозии включает в себя:
) катодную поляризацию металла трубы путём обеспечения притока
избыточных электронов от отрицательного полюса постороннего источника
постоянного тока и организацией протекания восстановительных реакций в
электролите грунта за счёт разрушения металла специальных устройств –
анодных заземлителей и протекторов (активная защита);
) анодную поляризацию путём затруднения доступа кислорода гидроксильной
группы ОН– и других активных восстановителей грунтовой среды к металлу
трубы т.е. созданием непроницаемых для электролита грунта и газов
защитных покрытий на поверхности трубы (пассивная защита).
Активная (электрохимическая защита) подземных или соприкасающихся с
грунтом конструкций может быть реализована в следующих вариантах:
) протекторная защита;
) электродренажная защита.
Электродренажная защита заключается в сохранении катодных зон
образовавшихся в трубопроводе в местах входа блуждающих токов от
электрофицированного рельсового транспорта и в устранении одновременно
образовавшихся при этом анодных зон путём отвода (дренажа) блуждающих токов
с этих зон в рельсовую часть цепи электротяги или сборную шину отводящих
линий тяговой подстанции.
Протекторная защита заключается в катодной поляризации металла трубы
током защиты создаваемым крупным гальваническим элементом в котором
роль катода играет металлическая поверхность защищаемого сооружения а роль
анода – металлы или сплавы металлов имеющих более высокий по сравнению с
железом естественный потенциал (цинк магний и др.)
Катодная защита создаётся подключением отрицательного полюса
источника постоянного тока к трубопроводу положительного полюса –
специальному аноду – заземлителю. При этом электрическая цепь замыкается
через электролит грунта и на оголённых участках трубопровода в местах
повреждения изоляции начнётся процесс катодной поляризации. Принципиальная
схема катодной защиты показана на рис. 7.8.
На анодном заземлителе реализуется восстановительная анодная реакция и
обеспечивается протекание защитного тока поставляющего к металлу трубы
избыток электронов т.е. катодную поляризацию и поддержание на трубопроводе
отрицательного защитного потенциала. Этот потенциал называется «наложенным
потенциалом трубы относительно земли» (наложенный потенциал «труба-земля»).
Протекание защитного тока катодной защиты характеризуется следующими
электрическими параметрами:
) Uт.з.н – наложенный потенциал «труба-земля» В;
) Uт.з.е – естественный потенциал «труба-земля» В; Uт.з. – смещение
разности потенциалов В;
) I – защитный ток А;
) Rп – переходное сопротивление «труба-земля» Омм2.
Рис. 7.8. Принципиальная схема катодной защиты:
– трубопровод; 2 – катодная станция; 3 – анодное заземление; 4 –
соединительные провода; у – расстояние от оси трубопровода до анодного
Смещение разности потенциалов определяется по формуле:
Противокоррозионное защитное покрытие характеризуется следующими
основными показателями:
удельное электросопротивление материала покрытия – ρ Оммм2м;
переходное сопротивление изоляционного покрытия по контакту «труба-
адгезия покрытия (Нм Нм2);
электрическая сплошность (кВмм толщины покрытия);
характеристики механической прочности (прочность на растяжение
твёрдость ударная прочность и др.).
Эффективная активная защита подземных трубопроводов может быть
обеспечена только при условии соответствия изоляционных покрытий
требованиям ГОСТ Р 51164–98 так как анодную поляризацию невозможно
обеспечить если не будет сплошности и прилипания к поверхности трубы а
защитный потенциал на расчётном проектном протяжении не обеспечится если
электрическое сопротивление изоляционного покрытия будет недостаточным.
Для обеспечения эффективной защиты от коррозии значения максимальных
и минимальных защитных потенциалов «труба-земля» по ГОСТ Р 51164–98 должны
– с омической составляющей:
– поляризационные потенциалы:
Umax = – 115 В Umax = – 085 В.
Из анализа причин отказов линейной части МТП видно что значительная
часть отказов происходит из-за коррозионных повреждений стенок трубы. Таким
образом необходимость и сроки капитального ремонта изоляции подземных
трубопроводов зависят от сохранности антикоррозионной изоляции и наличия на
всём трубопроводе защитного потенциала создаваемого средствами ЭХЗ
(катодная и протекторная защита).
Диэлектрические свойства антикоррозионной изоляции характеризуется
как известно в соответствии с ГОСТ Р 51164–98 величиной так называемого
переходного сопротивления по поверхности контакта изолированной поверхности
с грунтом (по контакту «труба-земля») Rп [Ом·м2].
В соответствии с ГОСТ Р 51164–98 величина переходного сопротивления
может определяться двумя методами:
) в определённом месте – путём вскрытия трубопровода и
непосредственного замера методом «мокрого контакта»;
) на всём обследуемом или сдаваемом участке – интегральной оценкой
среднего переходного сопротивления изоляционного покрытия на
Для интегральной оценки переходного сопротивления на действующем
трубопроводе используются электрическая схема существующих станций катодной
защиты (СКЗ) и контрольно-измерительные пункты (КИП) устраиваемых
одновременно с СКЗ при строительстве.
Как в естественных условиях так и при включении СКЗ в металле трубы
относительно земли существует какая-то разность потенциалов Uт.з. –
потенциал «труба-земля».
Из теории ЭХЗ известно что среднее значение естественного потенциала
стали относительно ионной среды обычных грунтов колеблются около
Uт.з. = – 04В. Установлено что для обычных температур (не выше +20 °С )
Uт.з. = – 06В является термодинамическим порогом возможности коррозии.
При Uт.з.≤ – 06В в большинстве грунтов не обладающих нейтральной
реакцией начинается процесс электрохимической коррозии поэтому ГОСТ
Р 51164–98 обязывает принимать наименьшее значение наложенного потенциала:
Umin = – 085В для поляризационного потенциала по медно-сульфатному
электроду сравнения (МСЭ) а с учётом омической составляющей (т.е.
вычисленное через ток и сопротивление) значение Umin = – 090В.
Рис. 7.9. Электрическая схема определения потенциала «труба-земля» с
использованием электрической схемы СКЗ И КИП:
– трубопровод; 2 – источник тока СКЗ; 3 – соединительные кабели СКЗ; 4 –
анодные заземлители; 5 – переносной медно-сульфатный электрод сравнения
(МСЭ); 6 – датчик естественного потенциала «труба-земля»; 7 –
железобетонный или стальной столбик КИП; 8 – катодный вывод – электрод
Поэтому на СКЗ учитывая естественное уменьшение Uт.з потенциала по
мере удаления от СКЗ нужно обеспечить возможно большее значение Uт.з но
не более Umax во избежание образования значительного количества водорода
между изоляцией и стенкой трубы.
Итак при Uт.з Umin происходит усиленная коррозия а при
Uт.з > Umax происходит ускоренное отслаивание плёнки из-за
образования водорода. Поэтому величина наложенного потенциала должна
удовлетворять условию Umin Uт.з Umax.
Если переходное сопротивление Rп будет по какой-то причине слишком
малым то СКЗ не может обеспечить выполнения условия
Поэтому для законченных строительством трубопроводов ГОСТ Р 51164–98
регламентирует минимальное значение Rп.
С течением времени из-за старения или повреждения изоляции Rп
уменьшается что приводит к снижению потенциала Uт.з. поэтому для
интегральной оценки защищённости трубопровода линейно-эксплуатационные
службы обязаны не реже двух раз в год измерять разность потенциалов
одновременно с другими мерами по контролю изоляции с использованием
электрической схемы и зажимов СКЗ и КИП (рис. 7.9).
Для участка магистрального трубопровода находящегося в эксплуатации
переходное сопротивление «труба-земля» определяется как
среднеквадратическая величина определяемая как для зоны защиты каждой СКЗ
так и для большого участка или всего трубопровода.
3.3. Контроль защитных потенциалов и определение
переходного сопротивления изоляции
Измерение защитных потенциалов и определение переходного
сопротивления выполняется в соответствии с положениями ГОСТ Р 51164-98 [53]
регулярно в ходе сезонных обследований защищенности от коррозии или при
Не менее чем за сутки до проведения измерений естественного
потенциала выключают установки катодной защиты на участках защищаемых
данной катодной станцией и примыкающих участках. Естественную разность
потенциалов «труба-земля» U т.з.eк измеряют по всей длине контролируемого
участка на КИП и контактах СКЗ.
Для измерения наложенного потенциала «труба-земля» U т.з.нк включают
станцию катодной защиты не позднее чем за 3 часа до начала измерений.
Записывают силу тока катодной установки и измеряют наложенный потенциал в
По собранным исходным данным выполняются расчеты переходного
сопротивления изоляции в такой последовательности (геометрические параметры
схемы СКЗ и номера КИП и СКЗ приведены на рис 7.10):
Рис.7.10. Расчетная схема определения среднего (интегрального) переходного
сопротивления «труба-земля» магистрального трубопровода при эксплуатации
Вычисляются смещения разности потенциалов на каждом КИП №k В по
Рассчитываются среднеквадратические значения смещений разности
потенциалов в зоне действия каждой СКЗ № i на всем участке длиной Li
где L ki - номер КИП в
Uт.з.кi – смещение разности потенциалов на КИП№ k в зоне действия СКЗ№ i
Вычисляется средняя плотность защитного тока на каждой СКЗ№ I
где I Dн – наружный диаметр трубы м.
Определяется среднеквадратичное переходное сопротивление в зоне
действия СКЗ№ i Омм2:
где Rр – сопротивление растеканию тока от газопровода Омм2.
Сопротивление растеканию тока определяется по формуле:
где ρгр – удельное электросопротивление грунта Омм определяется по
данным изысканий в случае отсутствия данных – по приложению К для данного
грунта с известной влажностью и температурой; Rк – конечное переходное
сопротивление «труба-земля» определяется по номограмме приложения К; Rт –
продольное сопротивление трубопровода Омм вычисляется по формуле:
где ρт – удельное электросопротивление трубной стали Оммм2м; – толщина
Вычисляется переходное сопротивление контролируемого участка
трубопровода длиной L Омм2:
Переходное сопротивление всего участка трубопровода Rп и зон защиты каждой
СКЗ № i сравнивается с минимально допустимыми значениями переходного
сопротивления Rп для данного типа изоляции по ГОСТ Р 51164–98.
В случае несоответствия требованиям ГОСТ принимается решение о
детальном коррозионном обследовании.
4. Оценка малоцикловой долговечности трубопровода по
стадии зарождения трещины
Оценка малоцикловой долговечности выполняется при
наличии выявленных диагностикой нетрещиноподобных дефектов: вмятин
задиров рисок – с учетом теоретических коэффициентов концентрации
напряжений α (приложение О) [55].
Общее число циклов до разрушения N состоит из двух слагаемых: Nз
– число циклов до зарождения трещины в вершине дефекта; Nр – число циклов
на этапе роста (развития) трещины:
Число циклов до зарождения трещины определяется уравнениями
Коффина-Менсона которые устанавливают взаимосвязь между амплитудой
изменения истинных деформаций в вершине дефекта механическими
характеристиками металла и числом циклов Nз при разных режимах нагружения.
Существуют два режима нагружения: жесткий – при постоянном
размахе деформаций мягкий – при постоянном размахе напряжений.
Зона дефекта в трубопроводе обычно испытывает некоторый
промежуточный режим нагружения находящийся между крайними случаями.
Поэтому целесообразно выбрать меньшее (или среднее) число циклов Nз из двух
Режимы циклического нагружения различаются также симметричностью
(коэффициентом асимметрии). Коэффициентом асимметрии по напряжениям r и
деформациям rе называются отношения соответствующих величин (напряжений и
деформаций) в вершине дефекта в моменты минимальной и максимальной нагрузок
Максимальные и минимальные значения истинных напряжений в циклах
нагружения определяются по кольцевым напряжениям для максимальных и
минимальных давлений с учетом теоретических коэффициентов концентрации
Если коэффициент ассиметрии r = -1 то нагружение симметричное.
При этом растяжение чередуется со сжатием. Для труб с дефектами характерны
циклические нагружения с положительным коэффициентом асимметрии когда min
> 0. При этом металл всегда находится в состоянии растяжения. Но могут
встретиться случаи с отрицательными значениями r и rе (переходы под
дорогами подводные переходы и др.).
Для жесткого симметричного режима нагружения число циклов до
зарождения трещины Nз определяется из уравнения:
где ea – амплитуда истинных деформаций в вершине дефекта; [pic] – предел
выносливости металла при симметричном нагружении; E – модуль упругости;
– показатель жесткого циклического нагружения; к – коэффициент
относительного сужения стали при разрыве.
Параметр 1 определяется по приближенным формулам:
=05+00002(в-700) при вр > 700 МПа.
Предел выносливости для сталей применяемых на нефтепроводах
Для мягкого симметричного режима нагружения число циклов
определяется из следующего уравнения:
где в – коэффициент равномерного относительного сужения стали;
Параметр 2 определяется по приближенной формуле:
где 02 – условный предел текучести стали; в – предел прочности стали.
Число циклов Nз при несимметричном нагружении можно найти
исходя из следующих соображений.
Циклы нагрузки характеризуются следующими параметрами: ea –
амплитудой деформаций в вершине дефекта; eср – средней деформацией.
С увеличением каждого из этих параметров значение Nз уменьшается.
Чтобы сохранить постоянным значение Nз при увеличении параметра eср надо
эквивалентно снизить амплитуду деформаций ea.
Можно построить зависимости типа ea=f(eср) при условии что Nз =
сonst (рис 7.11). Эти зависимости имеют монотонно убывающий характер.
Приближенно эти зависимости принимаются линейными. Погрешность такого
приближения идет в запас прочности.
Таким образом по заданному несимметричному циклическому нагружению
можно приближенно найти эквивалентное симметричное нагружение
соответствующее одинаковому числу циклов Nз (рис. 7.11).
Исходя из предыдущих рассуждений для определения Nз при
несимметричном нагружении необходимо выполнить следующие операции:
) найти параметры эквивалентного нагружения:
) по значению ea найти числа циклов Nз из формул (7.45) и (7.48)
соответствующие жесткому и мягкому нагружениям; в качестве искомого числа
циклов для трубы на этапе зарождения трещины выбрать меньшее из полученных
Рис. 7.11. График к определению эквивалентных характеристик симметричного
Значения eср и еа для использования формул (7.50) определяются
здесь emax emin – соответственно наибольшая и наименьшая деформации в
вершине дефекта в процессе циклического изменения давления в трубопроводе;
ek – относительная деформация в момент разрушения при статическом
однократном растяжении.
5. Расчёт остаточного ресурса нефтепровода по
характеристикам циклической трещиностойкости
Остаточный ресурс по характеристикам циклической
трещиностойкости определяется при наличии установленных диагностикой острых
трещиноподобных дефектов.
Расчет остаточного ресурса выполняется по характеристикам циклической
трещиностойкости при статическом нагружении определяемым в соответствии с
ГОСТ 25.506-85*[45] ГОСТ 1497-84*[44] и методиками [78] [55] [87].
Предварительно по данным механических испытаний на одноосное
растяжение вычисляются параметры пластической деформации:
где B – коэффициент равномерного сужения сечения при растяжении; K –
коэффициент относительного сужения при разрыве; F – исходная рабочая
площадь сечения образца; FВ – площадь сечения образца в зоне равномерного
сужения; 02= 0002 – относительная остаточная деформация равная 02%.
Характеристики статической трещиностойкости определяются по
результатам циклических испытаний образцов в соответствии с ГОСТ 25.506-
разрушающее напряжение по максимальной разрушающей силе Pc для
где b – ширина образца; t – толщина образца “брутто”;
степень снижения разрушающих напряжений от наличия трещин в образце
при относительной глубине трещины равной = ht=05
где в – временное сопротивление растяжению;
предел трещиностойкости для относительной глубины равной = 05
где h – полная глубина трещины на образце;
разрушающие кольцевые напряжения для бездефектной трубы с учетом
характеристик циклической трещиностойкости:
где 02 – условный предел текучести.
Допускаемая глубина трещины определяется по максимальному рабочему
давлению из совместного решения двух функций образующих равенство:
где KI – коэффициент интенсивности напряжений при максимальном рабочем
давлении МПа(м12; Ic – предел трещиностойкости для допускаемой глубины
трещины МПа(м12; mI – коэффициент запаса по пределу трещиностойкости
определяемый по формуле:
где p – уровень рабочих напряжений в данном случае равен кольцевым
напряжениям при максимальном давлении рmax:
где Dвн – внутренний диаметр трубы м; – толщина стенки трубы м.
Коэффициент интенсивности напряжений определяется по формуле:
где Y() – полином зависящий от текущего значения относительной глубины
трещины . Для образца типа 5 по ГОСТ 25.506-85*
Y() = 199 – 041 + 187 2 - 3848 3 + 5385 4.
Предел трещиностойкости определяется по формуле:
где αтр – степень разрушающих напряжений при текущем значении
относительной глубины трещины:
Из совместного решения уравнений (7.64) и (7.66) с учетом коэффициента
mI в соответствии с равенством (7.61) получается допускаемая относительная
глубина трещины доп (см. пример 7.4 рис. 7.13).
Критическая глубина трещины определяется для среднего рабочего
давления за исследуемый период.
Для этого из совместного решения уравнения (7.64) и (7.66) при
коэффициенте запаса по пределу трещиностойкости mI равном единице (mI=1)
определяется относительное значение критической глубины трещины кр.
Остаточный ресурс определяется по времени роста трещины от допускаемой
глубины до критической при максимальном рабочем давлении перекачки по
где Np – расчетное число циклов перепада рабочего давления за 1 год; Nтр
– долговечность труб при циклическом нагружении (в числах циклов)
определяемая по формуле:
где h0 – начальная глубина трещины определяемая из данных диагностики.
В случае отсутствия острых трещиноподобных дефектов по данным диагностики
начальная глубина трещины h0 принимается равной допускаемой глубине
трещины; N0 – предельное число циклов нагружения равное
где коэффициент интенсивности упругопластических деформаций [pic]:
В формулах (7.70) и (7.71):
с m – параметры пластических деформаций стали при разрыве определяемые по
формулам (7.56) и (7.53); [pic]– коэффициент интенсивности напряжений
определяемый для максимального рабочего давления и начальной глубины
Предельное разрешенное давление определяется по характеристикам
трещиностойкости определенным при испытаниях на малоцикловую
трещиностойкость по формуле:
где – толщина стенки трубы; c – разрушающее окружное напряжение для
где – относительная глубина трещины вычисляемая по начальной глубине
трещины принимаемой равной допускаемой глубине; αтр – степень снижения
разрушающих напряжений определяемая для относительной глубины трещины ;
b – разрушающее кольцевое напряжение для бездефектной трубы определяемое
6. Расчет параметров остаточного ресурса в условиях
6.1. Оценка максимально допустимой глубины стресс-
коррозионного дефекта при рабочем давлении
Определение остаточного ресурса трубопроводов в
условиях стресс – коррозии до настоящего времени представляло значительный
интерес преимущественно для прогноза надежности магистральных газопроводов
Для магистральных газопроводов с их особенностями режима
эксплуатации и напряженно-деформированного состояния представляют особый
интерес два параметра остаточного ресурса:
) определение максимально допустимой глубины стресс – коррозионного
дефекта при данном рабочем давлении для планирования отбраковки участков
труб с установленными максимальными глубинами дефектов;
) время безопасной работы с учетом фактической установленной
скорости роста коррозионных трещин.
Оценку опасности стресс-коррозионного дефекта выполняют по измеренным
максимальной глубине и длине продольной проекции дефекта. При этом два
дефекта расстояние между которыми на продольной проекции не превышает
половины длины меньшего из них рассматривают как один дефект имеющий
длину равную расстоянию от начала проекции первого дефекта до конца
Связь расчетного давления разрушения с геометрическими параметрами
где рп – расчетное давление разрушения трубы МПа; – параметр напряжения
определяемый по статистическим данным полученным при расследовании
разрывов труб принимают равным для труб из стали Х-67 и Х-70 - 510 МПа
для труб из других марок стали – 1085 от нормативного предела текучести
стали; – толщина стенки трубы м; R = Dн2 - – внутренний радиус трубы
м; Dн – наружный диаметр трубы м; tmax – максимальная глубина стресс-
коррозионного дефекта м; Мп – коэффициент Фолиаса рассчитанный для длины
где Ln – полная длина продольной проекции стресс-коррозионного дефекта м.
Срок безопасной эксплуатации трубы с дефектом определяют по формулам:
при tmaxэкс > 05 ммгод
при tmaxэкс ≤ 05 ммгод
где экс – время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до
момента обследования годы; tmax.раб – максимальная допустимая при рабочем
давлении глубина дефекта равная:
где рраб – рабочее давление в газопроводе МПа; Kн – коэффициент зависящий
от минимального нормативного испытательного давления в соответствии с
Приложением 2 ВСН 011-88 [35] и СНИП III-42-80* [123].
Дефекты имеющие глубину более 80 % от толщины стенки трубы удаляют
из газопровода независимо от их длины.
Срок замера параметров дефектов для их классификации определяют по
6.2.Определение остаточного ресурса с учетом
фактической скорости роста стресс – коррозионного
Классификацию стресс-коррозионных дефектов выполняют по
измеренной зависимости глубины стресс-коррозионного дефекта от продольной
координаты на проекции дефекта на радиальную плоскость проходящую через
продольную ось трубы.
где рр – расчетное давление разрушения трубы МПа; – параметр напряжения
разрывов труб для одиночного дефекта на трубах из стали Х-67 и Х-70
принимают равным 510 МПа (для труб из других марок стали – 1085 от
нормативного предела текучести стали) для двух взаимодействующих дефектов
на трубах из стали Х-67 и Х-70– 470 МПа (для труб из других марок стали –
предел текучести); Аэ – площадь потери металла на проекции эффективной
части дефекта на продольную ортогональную плоскость м2; А0э -
первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по
длине эффективной части дефекта А0э= Lэ ; Lэ – длина эффективной части
дефекта м; Mэ – коэффициент Фолиаса рассчитанный для эффективной части
Параметры эффективной части дефекта определяют по измеренной зависимости
глубины дефекта от продольной координаты на его продольной проекции.
Проекцию дефекта разбивают на участки ограниченные точками измерения
глубины. В пределах дефекта может быть выделено конечное число К eго
частей каждая из которых образует непрерывную последовательность таких
участков. В результате процедуры заключающейся в расчете величины [pic]для
всех возможных частей дефекта определяют эффективную часть для которой
выполняется соотношение:
где [pic] – безразмерная величина характеризующая влияние геометрических
параметров k-ой части дефекта на расчетное давление разрушения трубы; Ak –
площадь рассматриваемой части дефекта вычисляемая по формуле (7.85)
подставляя вместо значение tj определяемое по формуле (7.84); k - номер
рассматриваемой части дефекта k = 123 K- К – число возможных
вариантов выделения части дефекта; n1 n2 – номера первого и последнего
участков дефекта в пределах рассматриваемой k-ой части дефекта n = 1
N n2 = 12 3 N; N – число участков разбиения продольной
проекции дефекта N =I -1; I - число точек измерения глубины; Lj – длина j-
го участка дефекта j = n1 n1+1 n2 - 1 n2 равная:
где t A0k – первоначальная (без
коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине рассматриваемой
Mk – коэффициент Фолиаса рассчитанный для длины рассматриваемой части
При расчете срока эксплуатации трубы с дефектом считают что труба
находится в безопасном состоянии если может выдержать установленное для
рассматриваемого участка газопровода минимальное нормативное давление
испытания. Для этого случая площадь проекции эффективной части дефекта на
продольную ортогональную плоскость определяют по формуле:
Скорость изменения площади потери металла на проекции эффективной
части дефекта длиной Lэ принимают равной:
при tmax экс > 00005 мгод
при tmax экс = 00005 мгод
где tэ.max – максимальная глубина стресс-коррозионных трещин в пределах
эффективной части дефекта м.
Срок эксплуатации трубы с дефектом определяют по формуле:
Для определения фактической скорости изменения площади потери металла
на отдельные дефекты устанавливают закладные датчики. По показаниям
датчиков определяют скорость роста дефекта динамику ее изменения и
прогнозируют скорость дальнейшего роста дефекта. Срок безопасной
эксплуатации дефектной трубы после снятия данных с закладного датчика
определяют по формуле:
где Аэ.к – площадь потери металла на проекции эффективной части дефекта на
продольную ортогональную плоскость определенная по последним данным о
параметрах дефекта снятых с закладного датчика м2; Aп – прогнозируемая
скорость изменения площади потери металла на проекции эффективной части
Срок контрольного замера параметров дефекта при отсутствии на нем
закладного датчика определяют по формуле:
Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы после контрольного замера
параметров дефекта определяют по формуле:
где Аэ - площадь потери металла на проекции эффективной части дефекта на
продольную ортогональную плоскость определенная по результатам
контрольного замера параметров дефекта м2.
7. Расчёт остаточного ресурса трубопровода по
минимальной вероятной толщине стенок труб
7.1. Общие положения и последовательность расчета
В тех случаях когда сплошной контроль толщины стенки
элементов трубопровода различными методами выполнить невозможно из-за
недоступности некоторых его участков применяют выборочный контроль и
оценку повреждаемости по наибольшим размерам выявленных дефектов. При этом
необходимо применение статистических методов для уменьшения величины
Достоверность контроля характеризует степень соответствия его
результатов фактическому техническому состоянию объекта и определяется
двумя показателями: точностью и доверительной вероятностью. Точность
определения величин обнаруженных дефектов и геометрических размеров
элементов трубопровода указывают в виде доверительного интервала (например
для толщины стенки: 9 ± 1 мм) или односторонней доверительной границы
(например толщина стенки не менее 8 мм). Доверительную вероятность γ т.е.
вероятность нахождения фактического размера внутри доверительного
интервала стандарты по измерениям рекомендуют указывать в зависимости от
ответственности контроля (как правило γ = 095).
Источники погрешностей при измерениях подразделяют на объективные и
субъективные. Субъективными являются погрешности обусловленные действиями
конкретного оператора (его квалификацией физико-психическими данными
состоянием здоровья и т.д.). объективными источниками являются погрешности
метода и средств измерений а также статистические отклонения
обусловленные выборочным контролем показателей имеющих разброс
Большой разброс результатов измерений толщины стенок может наблюдаться
из-за неравномерности их коррозии. Это различие часто бывает вызвано
различием условий нагружения различных участков трубопровода а также
стохастическими свойствами процесса коррозии.
При традиционной схеме на карте контроля точки для измерения толщины
стенки распределяют равномерно. Поскольку измерения осуществляют выборочно
(в намеченных точках) то при этом методе минимальная из измеренных величин
может оказаться существенно больше чем фактическая минимальная толщина
стенки. Достоверность контроля при этом остается неопределенной если не
учитывать разброс фактических толщин элемента трубопровода.
При планировании контроля необходимо определить количество точек
выбираемых для измерений N. Чем больше N тем выше достоверность контроля
но тем выше и его трудоемкость. Возможны следующие варианты контроля.
Сплошной контроль – при котором измеряют толщину стенки на всех
элементарных участках поверхности F0 глубина коррозии на которых не
зависит от соседних участков. Сплошной контроль не имеет статистической
погрешности погрешность определяется технической погрешностью приборов и
Выборочным называют контроль при котором толщину стенки трубы
измеряют на элементарных площадках суммарной площадью FFo
Достоверность контроля при выборочном контроле зависит от величины
отношения =FF0 и степени неравномерности коррозии при этом для разных
Рассмотрим частный случай выборочного контроля при = 1. Такие случаи
допускаются при контроле отдельных зон элементов трубопровода. При этом
достоверность контроля может быть достаточно высокой если известна мера
разброса измеряемой толщины стенки (оценка среднеквадратического отклонения
Оценка среднеквадратического отклонения (среднеквадратическая
погрешность) определяется по результатам измерений на нескольких участках
поверхности находящихся в одинаковых условиях эксплуатации по формуле:
где k – результаты измерений толщин на k-х участках поверхности; ср –
средняя измеренная толщина; N – число участков замера (если N 10 то не
вычисляют т.к. точность ее оценки при этом недостаточна).
Минимальную возможную толщину стенки min с учетом неконтролированных
участков поверхности определяют для доверительной вероятности 95% по
Дальнейшая эксплуатация трубопроводов допускается при min>отб.
Если имеется измеренное значение толщины стенки kmin меньшее чем
min то за значение min принимается значение kmin в дальнейших расчетах.
При необходимости более точной оценки остаточной толщины стенки на
каком-либо участке число измерений N увеличивают имея в виду что
уменьшение ошибки контроля пропорционально [pic].
Средняя скорость коррозии стенки трубопровода определяется по формуле:
где – время эксплуатации трубопровода лет; n – номинальная толщина
стенки трубы по сертификатам;
остаточный ресурс трубопровода определяется по формуле:
где отб – отбраковочная толщина стенки определяется в п.п. 7.7.2 – 7.7.4.
7.2. Расчет отбраковочной толщины стенки
для промысловых трубопроводов
В соответствии с «Правилами по эксплуатации ревизии
ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» РД 39-132-94 и
«Инструкцией по проектированию строительству и реконструкции промысловых
газонефтепроводов» СП 34-116-97 отбраковочная толщина стенки оценивающая
минимальную несущую способность стенки определяется по формулам:
[pic] при [pic] (7.98)
[pic] при [pic] (7.99)
где отб – толщина стенки трубы или трубной детали при достижении которой
в процессе износа не допускается эксплуатация труб и деталей и они должны
быть изъяты и заменены м; р – рабочее давление в трубопроводе МПа; Dн –
наружный диаметр трубы или детали м; n – коэффициент надежности по
нагрузке для рабочего давления в трубопроводе принимаемый 12; α –
коэффициент несущей способности α = 1 для труб конических переходов
выпуклых заглушек эллиптической формы; для отводов гладких и сварных α =
при отношении радиуса изгиба отвода R к наружному диаметру трубы Dн
равному 1 α = 115 при (RDн) = 15 α = 1 при (RDн) = 2 и более; R1 –
расчетное сопротивление материала труб и деталей трубоповодов МПа
[pic] – нормативное сопротивление равное наименьшему значению
временного сопротивления разрыву металла труб принимаемое по ГОСТ
или ТУ на соответствующие трубы МПа; [pic] – нормативное
сопротивление равное наименьшему значению предела текучести при
растяжении сжатии и изгибе материала труб принимаемое по ГОСТ
или ТУ на соответствующие трубы МПа; m1 – коэффициент условий работы
материала труб при разрыве m1=09; m2 – коэффициент условий работы
трубопровода величина которого принимается в зависимости от
транспортируемой среды: для токсичных горючих взрывоопасных и
сниженных газов – 06; для инертных газов (азот воздух и т.п.) или
токсичных горючих взрывоопасных жидкостей – 075; для инертных
жидкостей – 09; m3 – коэффициент условий работы материала труб при
повышенных температурах для промысловых трубопроводов – m3=1; K1 –
коэффициент однородности материала труб: для бесшовных труб из
углеродистой и для сварных труб из низколегированной
ненормализованной стали К1 = 08; для сварных труб из углеродной
и нормализованной стали низколегированной К1 = 085.
В том случае если при проведении диагностики фактические
сопротивления растяжению оказались меньше нормативных в качестве
прочностных характеристик металла используются их фактические
значения с теми же коэффициентами.
Если рассчитанное по формуле (7.98) или (7.99) значение
отбракованной толщины окажется меньше регламентируемого в п.7.5.4
РД 39-132-94 для соответствующего диаметра (табл. 7.1) то для
дальнейших расчетов принимается табличное значение.
Наименьшая допустимая толщина стенки трубы при отбраковке
Dн мм ≤108(114) ≤219 ≤325 ≤377 ≥426
допустимая 20 256 30 35 40
7.3. Расчет отбраковочной толщины
стенки магистральных нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов
Расчеты основаны на положениях РД 39-00147105-016-
[pic] и СНиП 2.05.06-85* [pic].
Отбраковочная толщина стенок труб в случае отсутствия вмятин
гофр и трещиноподобных дефектов с учетом геометрических отклонений
общей неравномерной коррозии коррозионных язв и деформационного
старения стали может быть определена по характеристикам прочности
из условия равновесия кольцевого сечения трубы:
и из условий предотвращения недопустимых пластических деформаций и потери
местной устойчивости стенки в местах концентрации напряжений вмятин и
где n – коэффициент надежности по рабочему давлению по СНИП 2.05.06-85* n
= 11; p – рабочее давление МПа; Dн – наружный диаметр трубопровода м;
[pic] – расчетное сопротивление стали по пределу прочности для конкретного
участка эксплуатируемого трубопровода имеющего дефекты по формуле
(7.106) МПа; [pic] – наибольшие по абсолютной величине продольные
напряжения в стенке трубы на участке поворота упругим изгибом рассчитанные
при коэффициенте надежности по рабочему давлению n = 1:
где ср – средняя толщина стенки вычисленная по результатам контроля в
соответствии с положениями п. 7.7.1 м; αt – коэффициент линейного
расширения град-1; Δt – расчетный перепад температуры ºC вычисляемый в
соответствии с положениями главы 2; ρ – радиус упругого изгиба
трубопровода; m – коэффициент условий работы трубопровода принимаемый по
СНиП [114]; kн – коэффициент надежности трубопровода по назначению
принимаемый по [114]; [pic] – кольцевые напряжения в стенке трубопровода
при n = 1 рассчитанные для ср МПа:
– коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние определяется
по формуле (2.50); [pic] – расчетное сопротивление стали по физическому или
условному пределу текучести [pic] определяемое для конкретного участка
трубопровода имеющего дефекты по формуле (7.107).
Расчетные сопротивления для дефектной трубы по пределу прочности и
где сД – коэффициент деформационного старения стали принимается по [101];
b1 – коэффициент устанавливаемый в зависимости от характера коррозионного
износа стенки трубы и распределения коррозионных язв на стенках труб и
наличия царапин рисок:
W – начальный момент сопротивления сечения трубы определяется по диаметру
и номинальной толщине стенки м3; Wф – фактический момент сопротивления
дефектного сечения м3 определяемый по установленной минимальной толщине
стенки трубы; K2 – коэффициент концентрации напряжений на дефектном
участке определяемый из справочной литературы например [54]; К1 –
коэффициент устанавливаемый в зависимости от овальности сечения
ремонтируемого участка трубопровода [54;101]; К – коэффициент учитывающий
наличие геометрических дефектов сварки и смещения кромок свариваемых труб
вычисляемый по формуле:
где Кi – теоретический коэффициент концентрации напряжений определяемый
по таблицам приложений [101] или вычисляемый по рекомендациям приведенным
в работах [5587]; R1 R2 – расчетные сопротивления стали трубы
вычисляемые по формулам СНиП 2.05.06 – 85* [114].
Расчет по формулам (7.102) и (7.103) выполняется методом итерации путем
перебора значений толщины стенки начиная с минимальной установленной до
выполнения (7.102) и (7.103) по знаку равенства.
Из значений отбраковочной толщины полученных по формулам (7.101
102 7.103) принимают наименьшее для подстановку в формулу (7.97) при
определении остаточного ресурса трубопровода.
7.4. Определение отбраковочной толщины стенки
магистральных газопроводов и отводов
Отбраковочная толщина стенки для магистральных
газопроводов отводов и трубопроводов перечисленных в СНиП 2.05.06-85*
(114) в которых отсутствует стресс-коррозия определяется в соответствии с
положениями ВСН 39-1.10-009-2002 «Инструкция по отбраковке и ремонту труб
Данная инструкция не распространяется на отбраковку труб со стресс-
коррозионными дефектами трещинами вмятинами гофрами и дефектами сварных
Целью отбраковки является обследование дефектов уменьшающих толщину
стенки классификация ее по размерам и взаимному расположению установление
необходимости ремонта и определение вида ремонта в соответствии с табл.
Сочетание размеров единичных дефектов труб подлежащих ремонту при
ОтносительнаДлина дефектаШирина Ремонтопригодность дефекта
я глубина вдоль дефекта в
дефекта образующей* кольцевом
0 – 030 14 – 28 17мм- 07Dн Подлежит ремонту с шлифовкой
0 – 035 10 – 20 25мм-07Dн Подлежит ремонту с применением
полимерных композитных или
5 – 040 8 – 16 33мм-06Dн
0 – 045 7 – 14 40мм-06Dн
5 – 050 6 – 12 60мм-06Dн
0 – 055 5 – 10 70мм-05Dн Подлежит ремонту с применением
5 – 065 4 – 8 80мм-05Dн
5 и болееНезависимо от длины и Подлежит ремонту сваркой заплаты
ширины дефекта катушки из новой трубы или
установкой усиливающей
металлической муфты.
* – Длина дефекта вдоль образующей ограничена шириной муфт применяемых при
ремонте в соответствии с РД 558 – 97 ВРД 39 – 1. 10 – 013 – 2000 и ВСН 39
При откланении одного из параметров (длины или ширины) от указанных в
табл. 7.2 ограничений в пределах одной зоны относительной глубины дефектное
место должно быть вырезано или упрочнено установкой ремонтных муфт.
Для оценки отбраковочной толщины вычисляется относительное значение
где А – глубина дефекта мм; н – номинальная толщина стенки установленная
по бездефектному участку и сверенная с технической документацией мм.
По величине е и остальным размерам дефекта находится соответствующая
строка в табл. 7.2 и из интервала относительных глубин выбирается
наибольшая в данной строке т. е. правая граница интервала.
Далее вычисляется отбраковочная толщина по формуле:
При одновременном присутствии на одной трубе или трубной детали
нескольких дефектов с разними глубинами отбраковочная глубина определяется
по максимальной глубине дефектов.
8. Вероятностный расчёт остаточного ресурса с учётом
общего коррозионно-эрозионного износа стенки трубы
Расчет выполняется в соответствии с ОСТ 153-39.4-010-2002
[87] и рекомендациями «Методики вероятностной оценки остаточного ресурса
технологических стальных трубопроводов. НТП “Трубопровод”. –М.: ВНИПИнефть
согл. Госгортехнадзором России 11.01.96г.»
Методика разработана для расчета остаточного ресурса технологических
трубопроводов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств с
использованием допускаемых напряжений для характеристики прочности стали.
Методика не рассматривает сероводородосодержащие среды
высокотемпературные и иные условия приводящие к водородному или иному
механизму растрескивания поэтому она применима для расчета остаточного
ресурса промысловых и магистральных трубопроводов при условии соответствия
расчетных характеристик сталей требованиям РД 39-132-94 СП 341-116-97 и
При прогнозировании остаточного ресурса трубопровода по изменению
текущей толщины стенки и при постоянном значении расчетного сопротивления
стали или допускаемых напряжений единственной характеристикой технического
состояния является износ стенки. Тогда внутреннее давление которое может
выдержать элемент трубопровода можно определить по формуле:
для магистральных трубопроводов
для технологических трубопроводов нефтеперерабатывающих и
нефтехимических производств
где α – коэффициент несущей способности учитывающий наличие сварных стыков
на трубах и деталях и соотношение размеров по РД 39-132-94; – текущее
значение толщины стенки; R1 – расчетное сопротивление стали определяемое:
для промысловых трубопроводов по РД 39-132-94 для магистральных – по СНиП
05.06 – 85*; Dн – наружный диаметр трубопровода; φ – коэффициент
прочности продольного сварного шва; н – номинальная толщина стенки; с –
суммарная прибавка к толщине стенки технологических трубопроводов на
технологический допуск и коррозию; [] – допускаемое напряжение для стали
технологических трубопроводов.
Текущую толщину стенки представим в следующем виде:
где н – номинальная толщина стенки; (0 – начальное технологическое
изменение толщины стенки; ( – износ стенки.
Прочность трубопровода при эксплуатации обеспечена если допустимое
давление выше рабочего. Это условие с учетом (7.115) может быть записано
где – p0n - допустимое давление; [pic] – относительное технологическое
изменение толщины стенки; [p
В формуле (7.116) начальное технологическое отклонение толщины стенки
(0 и абсолютная величина износа стенки ( приведены к номинальной толщине
стенки элемента на котором проводятся замеры. Поэтому для расчета
остаточного ресурса необходимо наряду с замерами фактических толщин стенки
элементов определить по документации соответствующие им номинальные
Для идеально спроектированного трубопровода в начальный момент времени
величина p0n постоянна для всех элементов трубопровода т.е. несущие
способности прямых участков отводов и ответвлений равны между собой. В
действительности выбор элементов трубопровода ограничен возможностями
реальной номенклатуры. Это определяет разброс значений p0n для элементов
В соответствии с (7.116) условие прочности трубопровода в терминах
относительного износа можно представить в виде:
Исходная информация для расчета остаточного ресурса заключается в
следующем. Пусть за период эксплуатации трубопровода было проведено n
диагностирований в моменты времени i. Число замеров толщины стенки при
каждом диагностировании равно Ni. Таким образом всего имеется [pic]
замеров толщины стенки которые обозначим k (k=1 2 N).
Процесс износа стенки можно описать степенной функцией:
где а – случайный параметр; m – детерминированный параметр.
В дальнейшем будем полагать что параметр a имеет нормальное
При m = 1 износ осуществляется с постоянной скоростью при m > 1 износ
ускоряется в процессе эксплуатации при m 1 – замедляется. У
диагностируемых трубопроводов наиболее реальна ситуация когда
толщинометрия проводилась только один раз или предыдущие измерения были
непредставительными. В этом случае показатель степени m рекомендуется
принимать равным единице. Как правило такое допущение идет в запас
Если диагностирование проводилось не один раз (n[pic]2) то параметр m
может быть определен по результатам статистической обработки замеров
толщины стенки. Предлагается выполнять это следующим образом. Вначале
определяются средние значения утонений стенки для каждого i-го
диагностирования [pic] а затем методом наименьших квадратов строится
линейная зависимость в координатах [pic]. В результате по формуле (7.123)
где a заменяется на [pic] и на i определяются [pic] и m . При этом
следует иметь в виду что при определении среднего утонения стенки
начальный разброс толщин роли не играет т.к. по условиям задания
технологического допуска [pic]. Необходимые для расчетов значения среднего
относительного износа трубопровода на момент i-го диагностирования
где k – текущая толщина стенки в месте k–го замера; нк – номинальная
толщина стенки диагностируемого элемента в месте k – го замера.
В тех случаях когда при оценке остаточного ресурса приходится иметь
дело с результатами лишь одного диагностирования величина [pic] где d
обозначает время последнего диагностирования.
Статистическая оценка среднего квадратического отклонения параметра а
где [p S0 – оценка начального среднеквадратического отклонение
толщины стенки; i - время диагностирования когда проводился данный k-й
замер толщины стенки. В расчетах величину S0 можно принимать равной 005.
В начальный момент времени аср = Sa = 0. Если диагностирование
проводилось в момент времени d то [pic] где S – оценка
среднеквадратического отклонения относительной толщины стенки в момент
времени d определяемый по данным измерений по формуле:
Предположим что допускаемый относительный износ [pic] тоже имеет
нормальное распределение. Тогда из уравнения (7.121) его среднее значение с
учетом условия [pic] (здесь и далее номер i рассматриваемого
диагностирования при [pic] опущен для упрощения записи):
С достаточной для практических целей точностью в трубопроводах одного
доминирующего условного прохода можно использовать в качестве
относительного среднего значения толщины величину [pic].
Дисперсия допустимого относительного износа определяется по формуле
где [pic] и [pic] – дисперсии начального технологического отклонения и
значений [pic] для всех элементов трубопровода. Все эти величины могут быть
определены с заданной точностью. Однако если износ достаточно высок именно
его рассеяние определяет величину остаточного ресурса. Как правило
отношение [pic] для фасонных деталей ниже чем для прямых труб. Поэтому с
достаточной для практических целей точностью можно при отсутствии подробных
данных при диагностировании принять [pic].
Вероятность выполнения условия (7.120) т.е. вероятность безотказной
работы на интервале времени от 0 до d является функцией надежности и
где Pr – обозначение вероятности события.
Гамма-процентный остаточный ресурс получаем из решения следующего
эксплуатации трубопровода на момент диагностирования; ост – гамма-
процентный остаточный ресурс.
Величина γ% выбирается в зависимости от ответственности трубопровода в
пределах от 90 до 99.
Учитывая что параметры [pic] и [pic] имеют нормальное распределение
вероятности получаем в соответствии с (7.130) следующее выражение для
вероятности безотказной работы на интервале времени от 0 до d:
где Ф – табулированная функция Лапласа.
Записав аналогичное выражение для Р(d + ост) и подставив его вместе
с (7.131) в (7.130) получим:
Необходимо учитывать что износ стенки не может быть отрицательной
величиной а принятый нормальный закон распределения параметра а допускает
это. Погрешность становится ощутимой при коэффициенте вариации износа
большем 04 и приводит к занижению функции Ф по сравнению с действительным
значением. Поскольку эта погрешность практически в равной степени
сказывается на величине числителя и знаменателя выражения (7.132) то можно
полагать что ее влияние на величину их отношения будет невелико. Таким
образом в практических расчетах формулой (7.133) можно пользоваться во
всем практически значимом диапазоне значений коэффициента вариации.
Обозначим [pic]. (7.133)
Точечная оценка остаточного ресурса определяется из следующего
уравнения вытекающего из (7.132):
где UГ – квантиль нормального распределения.
При равенстве нулю первого слагаемого в подкоренном выражении
уравнения (7.134) из него можно получить следующую точечную оценку
остаточного ресурса:
Для получения общего решения обе части уравнения (7.134) возведем в
квадрат и после преобразований получим
[pic] и [pic] – допускаемое и текущее средние значения относительного
износа при диагностировании в момент времени d;[pic] и [pic]– средние
квадратические отклонения допускаемого и текущего значений относительного
износа (если [p UГ – квантиль
нормального распределения соответствующий вероятности
По уравнениям (7.136) – (7.138) определяется точечное значение гамма-
процентного остаточного ресурса. Для получения нижнего интервального
значения воспользуемся идущей в запас приближенной оценкой. Будем полагать
что интервальные значения подсчитываются по тем же формулам (7.136) –
(7.138) что и точечные но в них вместо среднего значения и
среднеквадратического отклонения текущего износа подставляются их верхние
оценки с односторонней доверительной вероятностью q. Значения q изменяются
в пределах от 08 до 099. В этом случае вместо Sd и [pic] в формулы
подставляются следующие приближенные оценки полученные аппроксимацией
точных оценок по РД 09-102-95 при N ( 5:
В результате будет найдена нижняя доверительная граница гамма-
процентного остаточного ресурса.
Одним из важных этапов расчета остаточного ресурса является выбор
регламентированной вероятности γ. Для рассматриваемых в методике
трубопроводов принимают значение регламентированной вероятности 95%.
Значение 095 рекомендуется принимать в качестве доверительной вероятности
Необходимые для расчета остаточного ресурса значения квантилей
нормального распределения U соответствующие вероятности приведены в
табл. 7.3. Если в расчетах необходимо определить квантиль Uq то
заменяется на α а если нужно значение Uγ то вместо подставляется 001γ
Квантили нормального распредельния
Коэффициенты [pic] и [pic]
Рабочее давление МПа 74 75 76 73 72
Предел прочности МПа 590 580 577 598 570
Перепад температур ºС -35 36 34 33 37
Случайные значения расчетного сопротивления стали трубы в
соответствии с рекомендациями СНИП 2.05.06-85*[114]
Математическое ожидание расчетного сопротивления стали по формуле
Вычисляется математическое ожидание температурного перепада [pic]
Математическое ожидание давления [pic]
Предварительное значение расчетной толщины стенки без учета осевых
сжимающих напряжений
Полученное значение толщины стенки округляется по сортаменту до
ближайшего номинального.
Математическое ожидание продольных осевых напряжений по
математическим ожиданиям температурного перепада [pic]и рабочего давления
[pic] > 0 напряжения будут растягивающими и предварительно определенное
номинальное значение н для дальнейших расчетов принимаем без изменений.
Вычисляются случайные значения параметров нагрузки как расчетные
продольные осевые напряжения:
Вычисляется математическое ожидание параметров нагрузки по формуле
Математическое ожидание параметров прочности
[pic] тогда [pic] МПа.
Математическое ожидание запаса прочности по формуле (7.22)
Предположим что при эксплуатации случайные механические повреждения
и повреждения от коррозии устранялись своевременно. Тогда пренебрегая на
первом этапе старением трубы и считая что случайные величины подчиняются
нормальному закону распределения вычисляются дисперсии параметров нагрузки
и прочности по формулам (7.26) и (7.27):
Вычисляется стандарт отклонения случайных значений запаса
прочности по формуле (7.25)
Определяется характеристика безопасности при нормальном законе
распределения по формуле (7.21)
По таблице интегралов функции Лапласа определяется величина
интеграла вероятности Гаусса Ф(γ) для вычисленного значения параметра
Вычисляется вероятность отказа для нормального закона
распределения случайных величин по формуле (7.19)
Проверяем условие (7.28)
V0001≤Vдоп=002 – условие выполняется т.е. отказ не произойдет.
Пример 7.2. Рассчитать переходное сопротивление изоляционного покрытия
при контроле в процессе эксплуатации магистрального нефтепровода диаметром
0мм. Толщина стенки трубы 7мм. Марка стали – 17Г2СФ. Число станций
катодной защиты (СКЗ) n=5 расстояние между СКЗ – 15 км. Расстояние между
контрольно – измерительными пунктами (КИП) по трассе – 3 км. Потенциал
“труба-земля” при отключенных СКЗ: Uт.з.е=-061В.
Данные измерения потенциала “труба-земля” на КИП № k
Uт.з.ек -09 -12 -18 -20 -08
Данные записи тока защиты на СКЗ № i:
Ii А 25 100 120 80 65
Смещение наложенной разности потенциалов в каждом КИП № k по
Uт.з.ек = 09-061 = 029 В [на КИП №1 6 11 16];
Uт.з.ек = 12-061 = 059 В [на КИП №2 7 12 17];
Uт.з.ек = 18-061 = 119 В [на КИП №3 8 13 18];
Uт.з.ек = 20-061 = 139 В [на КИП №4 9 14 19];
Uт.з.ек = 08-061 = 019 В [на КИП №5 10 15 20].
Средневзвешенное смещение разности потенциалов в зоне действия
каждой СКЗ №i по формуле (7.37)
Средняя плотность тока СКЗ №i по формуле (7.38)
Продольное сопротивление трубопровода по формуле (7.41)
Из номограммы ВНИИСТА (Приложение К) определяется конечное значение
переходного сопротивления «труба-земля» Rпk = 210 Oм ·м2
Сопротивление растеканию тока от газопровода по формуле (7.40)
Переходное сопротивление в зоне действия СКЗ №i по формуле (7.39)
трубопровода длиной L по формуле (7.42)
Величина Rn сравнивается с допустимой Rп по ГОСТ Р 51164-98
Rп Rп = 12500 Ом·м (покрытие битумное срок эксплуатации более 20
Величина Rп не соответствует требованиям ГОСТ.
Для упрощения ручного расчета расстояния между СКЗ и между КИП
значения наложенных потенциалов на каждой СКЗ в данном учебном примере
приняты одинаковыми.
Пример 7.3. Определить число циклов перепада давления до зарождения
трещины и долговечность стенки трубы в нефтепроводе диаметром 273 мм при
наличии риски шириной 1 мм и глубиной 05 мм. Толщина стенки 92 мм
материал стенки трубы – сталь 13ГФА по ТУ 14-3-1701-90. Давление в
трубопроводе: рабочее –25 МПа гидростатическое при остановке перекачки –
- рабочее давление в трубопроводе: в режиме перекачки p = 25 МПа; при
остановках перекачки p = 01 МПа;
- диаметр наружный – 273 мм;
- установленная диагностикой минимальная номинальная толщина стенки в
зоне дефекта н = 92 мм;
- установленный диагностикой дефект – риска c закругленными краями
глубиной b = 1 мм и шириной d = 05 мм радиус закругления ρ = 05 мм;
- механическими испытаниями установлены следующие характеристики стали
- предел прочности в = 5569 МПа;
- предел текучести 02 = 395 МПа;
- истинные деформации при разрыве ек = 0323;
- истинные напряжения при разрыве к = 6234 МПа;
- относительное равномерное сужение в = 1248%;
- диаграмма истинных напряжений и деформаций растяжения
- режим нагружения – мягкий асимметричный с коэффициентом асимметрии r
- модуль упругости стали Е = 21·105 МПа;
- число циклов нагружения за 1 год N2 =160.
Предел выносливости для сталей применяемых на нефтепроводах по
Показатель мягкого циклического нагружения по формуле (7.49)
Максимальные кольцевые напряжения в стенке трубы без учета
концентрации напряжений по формуле СНиП 2.05.06-85*
Минимальные кольцевые напряжения без учета концентрации напряжений
Коэффициент концентрации напряжений для риски по формуле приложения
Максимальные и минимальные напряжения в концентраторе (риске)
min = α · кц min = 417 · 152 = 634 МПа.
С использованием графика зависимости истинных напряжений от
деформаций i = f(ei) определяем истинные деформации при максимальных и
минимальных напряжениях
В случае отсутствия в результатах испытаний стали графика истинных
напряжений i=f(ei) emax и emin определяются по графику зависимости
ea = φ(eср) рис 7.11.
Амплитуда деформации в вершине дефекта (ea) и средняя деформация
цикла (eср) по формулам (7.51)
Истинная деформация в вершине дефекта с учетом асимметрии циклов
нагружения по формуле (7.50)
Из уравнения Менсона – Коффина (7.48) для данного случая
определяется число циклов до зарождения трещины
Определяется долговечность по зарождению трещины
Пример 7.4. Рассчитать остаточный ресурс трубопровода по
характеристикам трещиностойкости. Расчет параметров циклического нагружения
и характеристик трещиностойкости производится по формулам (7.52-7.60). По
формулам (7.61-7.67) из совместного решения уравнений (7.61) (7.64) и
(7.66) с учетом (7.62) определяются допускаемая и критическая глубина
трещин. Далее по формулам (7.68-7.73) рассчитываются остаточный ресурс и
предельное разрешенное давление.
Ввиду громоздкости формул для определения характеристик
трещиностойкости и большой трудоемкости совместного решения уравнений
(7.61) (7.64) и (7.66) составлена специальная программа расчета.
Пример расчета выполнен по специальной программе для нефтепровода
диаметром 219 мм с рабочим давлением 10 МПа трубы – из стали 20сп.
- временное сопротивление растяжению 440.000000 МПа;
- условный предел текучести 305.000000 МПа;
- относительное сужение после разрыва 64.300000 %;
- толщина образца 6.100000 мм;
- ширина образца 30.000000 мм;
- глубина усталостной трещины 3.100000 мм;
- относительное равномерное сужение 15.360000 %;
- максимальное рабочее давление 10.000000 МПа;
- среднее рабочее давление 8.000000 МПа;
- толщина стенки трубы 12.000000 мм;
- диаметр трубы 219.00000000 мм;
- число циклов перепада давления за год 579.000000
На графиках (рис. 7.13 7.14) показана процедура определения относительных
допускаемой и критической значений глубины трещины.
Результаты расчетов:
- разрушающее напряжение по max разрушающей силе
для образцов с трещиной 263.934426 МПа;
- степень снижения разрушающих напряжений от
наличия трещин в образце для относительной глубины
трещины 05 1.199702;
- предел трещиностойкости для относительной
глубины трещины 05 73.476235 МПа*м12;
- разрушающие кольцевые напряжения для
бездефектной трубы с учетом характеристик
циклической трещиностойкости 671.970070 МПа;
- кольцевые напряжения от max рабочего давления в
стенке трубы 81.250000 МПа;
- коэффициент запаса прочности при рабочем
- относительная допускаемая глубина трещины 0.225510
- допускаемая глубина трещины 2.706120 мм;
- относительная критическая глубина трещины 0.730510
- критическая глубина трещины 8.766120 мм;
- коэффициент интенсивности 10.382679 МПа*м-2;
- коэффициент интенсивности упруго-пластических
деформаций 0.003045;
- число циклов нагружения 20460.976916;
- долговечность труб 6316 циклов;
- срок безаварийной работы 10 лет(годгода);
- предельное давление в трубе 5.054878 МПа.
Пример 7.5. Рассчитать остаточный ресурс по минимальной вероятной
толщине стенки для нефтегазопромыслового трубопровода диаметром 273мм
транспортирующего продукты не содержащие сероводород. Рабочее давление 10
МПа. Трубы изготовлены по ГОСТ 8731 из стали 20 по ГОСТ 1050. Трубопровод
эксплуатируется с 1990г. Механические свойства стали труб определенные
твердометрией имеют значения не ниже ГОСТ 8731.
Выполнено диагностирование и установлены значения толщины стенки:
Номер замеряемого Толщина стенки мм Диаметр
места по схеме трубы
Фактическая (k) Номи-наль
Расположение мест замеров толщины стенки по сечению трубы:
Отбраковочая толщина стенки отб = 52 мм.
Оценка среднеквадратичного отклонения замеряемой толщины стенки по
N – число замеров; k – значение замеренной толщины; ср – среднее
значение замеренной толщины.
Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода по формуле (7.95)
Проверяется условие min > отб. В случае отсутствия исходных
данных отбраковочной толщины стенки отб ее значение определяется для
рассматриваемого вида трубопровода согласно п.п. 7.7.2 – 7.7.4.
Так как условие min = 66424 мм > отб =52 мм выполняется
дальнейшая эксплуатация трубопровода допустима.
Средняя скорость коррозии по формуле (7.96)
Определяется остаточный ресурс трубопровода по формуле (7.97)
Пример 7.6. Требуется рассчитать остаточный ресурс
нефтегазопромыслового трубопровода диаметром 273 мм с вероятностью прогноза
%. Принимаем значения регламентированной надежности γ =
5% и односторонней доверительной вероятности равной 095. Принимается
линейная модель износа т.е. в уравнении [pic] m=1 расчетная толщина
стенки с учетом допустимого износа определенная предварительно по
методике п. 7.7.2 и [87] R=000626м. Остальные исходные данные принять по
исходным данным примера 7.5.
По приведенным в таблице примера 7.5 данным подсчитывается
значение относительного износа для каждого замера по формуле:
Ввиду большого массива чисел процесс расчета опускается
Определяется средний относительный износ по формуле (7.124) при
[pic] (по таблице данных примера 7.5).
Среднее квадратическое отклонение относительного утонения по
формуле (7.126) при [pic]
Полагая среднее квадратическое отклонение технологического допуска
S0 =005 определяем среднее квадратическое отклонение относительного
износа по формуле (7.128)
Верхнее интервальное значение среднего относительного износа для
квантиля нормального распределения с вероятностью 095 Ud=165 по формуле
Верхнее интервальное значение среднеквадратического отклонения
относительного износа определяется для Ud=165 =095 по формуле (7.139)
Средний допустимый относительный износ по формуле (7.127)
Определяется квантиль функции Лапласа (аргумент функции Ф):
Из табл. 7.3 при величине квантиля 2165 находим значение функции
Лапласа равное 0984.
Подставляя это значение в формулу (7.138) находим значение Г-%
вероятности равное 0984 · 095 = 0935.
По таблице 7.3 Г-% вероятности 0935 соответствует U – квантиль
Вычисляется параметр Q* по формуле (7.140):
Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%
Пример 7.7. Проверить устойчивость и отсутствие пластических
деформаций на криволинейном участке подземного газопровода диаметром
20мм проложенного в сыпучих грунтах при следующих данных.
Исходные геометрические характеристики участка:
(1 = 208 м – длина хорды изогнутого участка;
f1 = 05355 м – начальная стрелка прогиба этого участка;
= 21 =0368 рад – угол наклона плоскости от трубопровода;
[pic]= 1147 – угол поворота приведенный к плоскости оси
ρ1 = 10126 м – радиус поворота в начальном положении;
h = 131 м – начальная глубина заложения до оси трубопровода.
Геометрические характеристики трубы:
Dн = 102 м; = 11 мм;
F = 3485·10-2 м2; I = 441449·10-3 м4;
W = 8657·10-3 м3; Е = 21·105 МПа.
Масса единицы длины трубопровода с изоляцией и газом:
Вес трубы qтр = 000367 МНм.
Материал трубы – сталь 17Г1С с характеристиками: в = 520 МПа; т = 360
Грунт – песок мелкий одноразмерный с физико – механическими
φгр = 30 - угол внутреннего трения;
ρгр = 158 тм3 – плотность грунта;
сгр = 0 – сцепление грунта;
Wгр = 56% - средняя влажность грунта;
[pic]=00155 МНм3 - удельный вес грунта.
Характеристики ползучести:
к1 = 5154; к2 = 00009; a1 = 149; a2 = 154; 1 = 00014 МПа; 2 =
Режим работы трубопровода и технологические параметры после пуска
t2 = 357C - температура газа; рраб = 545 МПа – рабочее давление; t =
-22C – расчетное значение температуры замыкания монтажного стыка.
Определяется сопротивление грунта горизонтальным перемещениям по
Параметр tg по формуле (7.145)
Сопротивление грунта вертикальному перемещению по формуле (7.144)
Сопротивление грунта поперечному перемещению в плоскости поворота
наклоненной под углом к горизонту по формуле (7.146)
Критическая сила Эйлера для прямолинейного участка по формуле (7.147)
Нормативные кольцевые напряжения в стенке трубопровода от рабочего
давления по формуле (7.148)
Продольное сжимающее усилие от нормативного давления по
Параметр эквивалентного продольного сжимающего усилия S
Приращение стрелки прогиба определяемое без учета перемещения
прилегающих участков по формуле (7.151)
Предельные касательные напряжения для данного грунта определяемые по
зависимости Кулона (7.152)
Коэффициент сопротивления продольным перемещениям при однократном
приложении нагрузки по формуле (7.153)
Упругая составляющая перемещения конца прилегающего участка по
Параметр зависящий от продольной жесткости трубопровода по формуле
Предельное значение продольного усилия по формуле (7.156)
Sн = 679 МН > P01пр = 0727 МН – участки пластической связи образуются
В этом случае определяется пластическая условно – мгновенная
составляющая продольного перемещения конца прилегающего участка для первого
цикла приложения растягивающего усилия равного эквивалентному сжимающему
усилию от действия давления и температуры после ввода в эксплуатацию с
учетом упругого отпора изогнутой части трубопровода.
Коэффициент характеризующий сопротивление перемещению конца
прилегающего полубесконечного трубопровода со стороны изогнутого участка
трубопровода по формуле (7.157)
Параметр зависящий от упругого перемещения трубопровода в грунте
и сопротивления изогнутой части трубопровода по формуле (7.158)
Параметр зависящий от продольной жесткости трубы и предельных
касательных напряжений в грунте по формуле (7.159)
Пластическая условно мгновенная составляющая продольного
перемещения по формуле (7.160)
Ползучие перемещения конца прилегающего участка трубопровода по
Циклическое накопленное перемещение конца прилегающего участка
определяется по формуле (7.162) при х=0 принимая коэффициент сопротивления
продольным перемещениям из табл. 7.4.
Суммарное продольное перемещение конца прилегающего
прямолинейного участка с одной стороны определяемое с учетом
всех силовых факторов по формуле (7.163)
Стрелка прогиба определенная от действия всех нагрузок и
воздействий по формуле (7.164)
Расчетные кольцевые напряжения по формуле (2.9)
Расчетные продольные усилия по формуле(2.61)
S=(0227195+1210-521105577)348510-2=696 МН.
Расчетная длина волны выпучивания по формуле (7.169)
Коэффициент разгрузки ср по формуле (7.168)
Критическая продольная сила определяется по формуле (7.167)
Проверяем условие устойчивости по формуле (2.60)
должно 696092164 фактически 696>195
т. е. устойчивость не обеспечивается.
Приращение стрелки прогиба изогнутого участка определяется по
e = f2 – f1 = 1214 – 05355 = 06785 м.
Коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние по
Продольные напряжения от нормативной продольной силы по формуле
Проверяется выполнение условия (2.46)
7МПа>0.612[pic]360=220.3 МПа
т. е. происходит потеря устойчивости трубопровода и дальнейшее нарастание
стрелы прогиба с пластическими деформациями стенки трубы требуется
капитальный ремонт участка.
Рис. 7.5. График плотности логарифмически–нормального распределения
Рис.7.4. График плотности нормального распределения

Рисунок1.5-Расстановка техники при бурении.dwg

-трубопровод; 2-трубоукладчик; 3-А-рама; 4-лебедка;5-привод гидрозахвата хомута; n6-хомут; 7-роликовая опора;8-железобетонная плита;9-оголовок; n10-монтажное полотенце; 11-рукав для подачи воды; 12-анкерная свая; n13-дефектоскоп;14-точка выхода буровой колонны
Рисунок 1.6-Схема протаскивания рабочего трубопровода

Таблицы 4.8-4.10.doc

Таблица 4.8 - Сводный сметный расчет стоимости строительства (в ценах
Поряд-Номер сметы Наименование частей главСметная стоимость тыс. руб Общая
ковый объектов работ и затрат сметная
строитель-монтажных оборудования прочих
ных работ работ произ-водственногзатрат
Глава 1. Подготовка территории строительства
01-01 Подготовительные работы 062 - - 1588 165
ГОССТРОЙ № 203Отвод участка - - - 044 044
СИБРЫБНИИпроект Возмещение ущерба рыбному - - - 46875 46875
Всего по главе 062 - - 48507 48569
Глава 2. Основные объекты строительства
02-01 Трасса нефтепровода 83197 - - - 83197
В том числе возвратных 1831 - - - 1831
Всего по главе 83197 - - - 83197
Глава 4. Объекты энергетического хозяйства
04-01 Наружное электроснабжение 574 893 1818 - 3285
04-02 Электрохимзащита 294 312 081 - 687
04-03 Линии электропередач 437 1292 091 - 182
Всего по главе 1305 2497 199 - 5792
Глава 5. Объекты транспортного хозяйства и связи
05-01 Подъездная дорога 005 - - - 005
Всего по главе 005 - - - 005
Итого по главам 1-7 7987 2497 199 48507 132864
Продолжение таблицы 4.8
Глава 8. Временные здания и сооружения
СНиП 4-9-82 Временные здания и 2156 067 - - 2224
СНиП 4-9-82 В том числе возвратные 323 01 - - 334
08-01-01 Устройство временных 2607 - - - 2607
переездов объездной
Всего по главе 4763 067 - - 483
Итого по главам 1-8 84633 2565 199 48507 137694
Глава 9. Прочие работы и затраты
СНиП 4-7-85 Производство работ в 2708 082 - - 279
зимнее время – 32 %
44-Д 14.12.88 Подвижной характер работ - - - 3261 3161
Доставка рабочих – 25 % - - - 218 218
Письмо Содержание временной связи- - - 035 035
То же Содержание временной 14 - - - 14
Всего по главе 9 2848 082 - 5476 8406
Итого по главам 1-9 87481 2647 199 53983 1461
Всего по смете 87481 2647 199 53983 1461
Глава 10. содержание дирекции и авторский надзор
Исх. данные Авторский надзор-02% - - - 292 292
ГОССТРОЙ №79 Технический надзор-047% - - - 687 687
Всего по главе - - - 979 979
Глава 12. Проектные и изыскательские работы
Смета Проектные и изыскательские- - - 16557 16557
ГОССТРОЙ №136 Экспертиза проекта - - - 1192 1192
Всего по главе - - - 17749 17749
Итого по главам 1-12 87481 2647 199 72711 164828
СН 202-В1-4.19 Резерв средств на 2624 079 06 2181 4945
непредвиденные расходы –3
Всего по смете 90105 2726 205 74892 169773
В том числе возвратных 1836 01 - - 1847
В ценах 1991 Сводный сметный расчет с
года К=15 сост. 24587 тыс.
Кальк. АК Стоимость затрат по
“Транснефть” строительству ПП НП
методом ННБ составляет
ИКФ Стоимость материалов для
приготовления бурового
раствора составляет
обору-дования составляет
Перебазирование бурового
оборудования сост. 45429
тыс. руб в текущих ценах
Стоимость утилизации
бентонитового раствора
составляет 136035 тыс.
руб в текущих ценах
ЦТД “Диаскан” Диагностическое обследова
-ние НП составляет 6058
КО-ИНВЕСТ Сводный сметный расчет
составляет 817153 тыс.
руб с учетом коэффициентов
удорожания на январь 2002
года: на СМР К=31742; на
приспособления К=42901;
Таблица 4.9 – Объектная смета 2 –1 на строительство трассы
нефтепровода (в ценах 1984 года)
Поряд-Номер Наименование работ Сметная стоимость тыс. руб Норма-СметнаяПоказа-
ковый сметы и и затрат тивнаязароботтели
номер расчетов трудо-- еденич-
строи-тмонтаж-ных оборудова-ния мебели прочих затрат
ельных работ инвентаря
Е25-468Гидравлич216 35844 28941 774 63 625
еское 2903 6831 148
Стоимость общестроительных работ руб 147238 - - -
Материалы руб 6649 - - -
Всего заработная плата руб - 22038 - -
Стоимость материалов и конструкций руб 3721 - - -
Стоимость возвращаемых материалов руб 2621 - - -
Накладные расходы руб 22969 - - -
Нормативная трудоемкость чел.-ч - - - 2113
Сметная заработная плата руб - 4134 - -
Плановые накопления руб 13617 - - -
Всего стоимость общестроительных работ руб 183824 - - -
Нормативная трудоемкость чел.-ч - - - 28181
Сметная заработная плата руб - 26172 - -
Итого по смете руб 183824 - - -
Нормативная трудоемкостьчел.-ч - - - 28181
Сметная заработная платаруб - 26172 - -

Плакат 6 исправленый А3 (2).cdw

Точка входа (забуривания)
Основание из жб плит
Створ проектируемого
Рисунок 1.3 - Схема размещения оборудования на площадке №1
расстановка основного
-буровой станок;2-стелаж буровых штанг; 3-кабина управления; 4-гидравлический дизель; 5-дизель-электрогенератор; 6-буровой насос;
-дизель бурового насоса; 8-насосный узел;9-блок приготовления бурового раствора; 10-блок регенерации; 11-поддон для шлама; 12-лебедка;
-насос шламовый; 14-входной приямок; 15-трубопровод для отвода шлама;16-насос для забора вуоды; 17-трубопровод для забора воды;
-котлован шламоприемник; 19-свая; 20-крепежный колышек; 21-площадка установок по регенерации бурового раствора

Приложение Н полностью.doc

Характеристика 1 м длины трубы с балластными грузами
ДиаметрТолщинаЧугунные грузы Железобетонные кольцевыеСплошное обетонирование (в опалубках)
трубы на суше с грузами кг
Плаву-честь трубы кг
Расстоя ние между грузам м
Плаву честь трубы кг
Объем бетона на 1 м длины трубы м3
кг Плаву честь трубы кг
Толщина бетонного покрыт мм
балласта трубы на суше трубы с покрытием на суше
трубы принята с учетом толщины футеровки 24 и 32 мм при
диаметре трубы соответственно до 1000 мм и 1000 мм и более.
Плотность бетона принята 2300 кгм3.

Плакат 6 (2).cdw

Точка входа (забуривания)
Основание из жб плит
Створ проектируемого
Схема размещения оборудования на площадке №1
расстановка основного
оборудования на площадке №1
Стелаж буровых штанг
Дизель гидравлический
Дизель-электрогенератор
Дизель бурового насоса
Блок приготовления бурового раствора
Трубопровод для отвода шлама
Трубопровод для забора воды
Котлован шламоприемник
Площадка установок по регенерации

2.3.doc

2.3.Устойчивость подземных трубопроводов
Под устойчивостью трубопровода будем понимать его
способность сохранять начальное прямолинейное или упругоискривленное
положение при воздействии сжимающих сил направленных вдоль оси. При
расчете продольной устойчивости важно правильно назначить расчетную модель
К настоящему времени в механике грунтов наиболее полно разработаны
две расчетные модели грунтовой среды: модель пластичного тела Прандтля-
Кулона и модель упругого грунта соответствующая основным предпосылкам так
называемого коэффициента постели (рис. 2.6). Модель пластичного тела
Прандтля-Кулона используется при расчетах устойчивости сооружений на сдвиг.
При значительных перемещениях когда в грунте возникает предельное
напряженное состояние применение этой модели считается вполне оправданным.
Однако при перемещениях которые меньше предельных ее использование
искажает действительную картину работы грунтовой среды.
Рис.2.6. Схемы искривления трубопровода в жестко пластичной (а)
и упругой (б) грунтовой среде
Проверка общей устойчивости подземного трубопровода в продольном
направлении выполняется по СНиП 2.05.06-85* [114] в плоскости наименьшей
жесткости системы в соответствии с условием:
где [pic]- эквивалентное продольное осевое усилие сжатия в прямолинейном
или упругоизогнутом трубопроводе возникающее от действия двух расчетных
нагрузок и воздействий: внутреннего давления и положительного перепада
где [p [pic]- продольное
критическое усилие при котором наступает потеря продольной устойчивости
3.1. Устойчивость трубопровода в жесткопластичной
3.1.1. Прямолинейный участок подземного трубопровода
Условно прямолинейным считается такой участок
трубопровода который на длине в 100 м имеет максимальный прогиб 40 см
т.е. радиус [pic] 3000 м.
При использовании такой расчетной модели (рис.2.6а) принимается что
грунт при любых даже самых незначительных деформациях оказывает
равномерное по длине сопротивление достигающее предельного значения q и
кроме того грунт оказывает сопротивление в продольном направлении в месте
контакта с трубой интенсивностью [pic].
Продольное критическое усилие при котором происходит потеря
устойчивости определится выражением [142]:
где [pic]- сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка
трубопровода единичной длины; qв – сопротивление поперечным вертикальным
перемещениям отрезка трубопровода обусловленное весом грунтовой засыпки и
собственным весом трубопровода отнесенное к единице длины.
Величину [pic] определим по формуле:
где [pic]- предельные касательные напряжения по контакту трубопровода с
здесь [pic] - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта
трубопровода с грунтом; [p [pic] -
сцепление грунта (табл.2.12).
Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов средней полосы России
Грунт [pic] градус [pic] [pic] кПа
Гравелистый песок 36-40 07-08 0-2
Песок средней 33-38 065-075 1-3
Мелкий песок 30-36 06-07 2-5
Пылеватый песок 28-34 055-065 2-7
Супеси 21-25 035-045 4-12
Суглинки 17-22 03-04 6-20
Глины 15-18 025-035 12-40
Торф 16-30 03-05 05-4
где [pic]- коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта принимаемый
равным 08; [pic]- высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода
до дневной поверхности которую СНиП 2.05.06-85* [114] рекомендует
принимать в пределах 06-11 м в зависимости от условий прокладки; [pic] -
нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с
перекачиваемым продуктом
при этом значения коэффициентов надежности по нагрузке от действия
собственного веса трубопровода [pic] и веса перекачиваемого продукта [pic]
принимаются равными 095 [ см. формулы (2.1) (2.2) (2.13) (2.14)].
Сопротивление вертикальным перемещениям
3.1.2. Упругоизогнутый криволинейный участок подземного
Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода
выполненных упругим изгибом в случае пластичной связи трубы с грунтом
критическое усилие подсчитывается как [142]:
где [pic] - коэффициент который находится по номограмме (рис. 2.7) в
зависимости от параметров [pic] и [pic]
Рис.2.7. Номограмма для определения коэффициента ( при проверке
устойчивости криволинейного трубопровода
В формулах (2.56) и (2.57) [pic] - радиус упругого изгиба
трубопровода соответствующий рельефу дна траншеи. В любом случае [pic]
должен быть больше значения [pic] определяемого по табл. 2.10 или
специальными расчетами.
Из двух значений [pic][pic] определенных по формулам (2.68) и
(2.69) рекомендуется принять меньшее.
3.1.3. Проверка общей устойчивости наземных
трубопроводов в насыпи
Продольная устойчивость прямолинейных наземных
трубопроводов в насыпях проверяется по условию (2.60) с учетом размеров и
геометрической формы насыпи предварительно назначаемых из конструктивных
соображений и тепловых расчетов. После проверки устойчивости размеры насыпи
уточняются в зависимости от соотношения величин [pic] и [pic]. При этом в
случае пластической связи трубопровода с грунтом критическую силу будем
определять как [142]:
где сопротивление грунта продольным перемещениям [pic]и предельные
касательные напряжения [pic] определяем по формулам (2.63) и (2.64).
Значение сопротивления горизонтальным перемещениям трубы равно:
где [pic]- предельное сопротивление грунта насыпи поперечному перемещению
трубопровода (пассивный отпор грунта)
[pic]- сила трения трубы о грунт при горизонтальном поперечном перемещении
Рис.2.8. Расчетная схема проверки на общую устойчивость трубопровода в
В формулах (2.74) и (2.75) величина [pic]представляет расстояние от
подошвы насыпи до верхней образующей трубопровода (рис.2.8)
[pic]= (025 ( 035) м размер [pic]подсчитывается по формуле:
Среднее давление грунта в насыпи на уровне верхней образующей трубопровода
Здесь [pic]- половина ширины насыпи поверху по СНиП 2.05.06-85* [114]
[pic]- угол откоса насыпи учитывая что по СНиП 2.05.06-85* [114] откос
должен быть не менее 1:125 [pic][pic]39°.
Для несвязных грунтов таких как песок с [pic]=0 значение [pic]
должно быть уменьшено на величину
Рекомендуемая [129] конструкция и параметры обвалования при наземной
прокладке трубопровода приведены на рис.2.9 и в табл.2.13.
Рис.2.9. Конструкция валика при наземной прокладки трубопровода по
– минеральная обсыпка; 2 – уплотненный торф; 3 – хворостяная
выстилка; а – степень разложения торфа более 30 %; б – степень разложения
Конструктивные параметры валика
Диаметр трубопровода
[pic] мм 1:m Bм h0м Hм
[pic]500 125 15 08 15
Рис.2.10. Расчетная схема нагрузок при определении сопротивления
трубопровода сдвигу в сторону
На участках поворотов трубопровода в горизонтальной плоскости размеры
насыпи проверяются из условия устойчивости трубопровода на сдвиг в сторону
вместе с грунтом расположенным над ним и со стороны препятствующей сдвигу
где [p [pic] - коэффициент запаса по
сдвигу грунта принимаемый равным 125; [pic] - сопротивление грунта сдвигу
трубопровода вместе с частью насыпи отнесенное к единице длины трубы
Здесь [pic] - коэффициент трения грунта при сдвиге равный
[p [pic]- коэффициент трения трубопровода о грунт равный
5-036; [pic]- половина ширины насыпи понизу
[pic]- полная высота насыпи
На участках поворотов трубопроводов в вертикальной плоскости
устойчивое положение трубопровода в насыпи против подъема вместе с грунтом
обеспечивается при соблюдении условий:
где [p [pic] - коэффициент надежности
против подъема трубопровода вместе с грунтом принимаемый равным 125;
[pic]- расстояние по прямой между началом и концом вертикальной кривой
(рис.2.11); [pic]- стрела изгиба трубопровода в пределах расчетного
криволинейного участка; [pic]- расчетный коэффициент зависящий от угла
поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости [p
при [pic][pic]45° [pic]=1
Рис.2.11. Расчетная схема изогнутых участков в насыпи в вертикальной
Значения [pic] [pic] [pic] и [pic] связаны между собой следующими
3.2. Устойчивость трубопровода в упругой
Трубопровод расположенный в упругой грунтовой среде
может потерять устойчивость с образованием одной выпучены характеризуемой
где [pic] - наибольшая стрела прогиба по середине выпученного участка
или с образованием нескольких волн искривления
При использовании такой расчетной модели (рис.2.6б) критическая продольная
сила для обеих форм искривления определим по формуле:
где [pic]- коэффициент нормального сопротивления грунта (коэффициент
постели грунта при сжатии) (табл.2.14) [10].
Расчетная длина волны выпучивания для случая (2.89) определяется из
Коэффициент постели грунта при сжатии
Грунт [pic]МНм3Грунт [pic] МНм3
Торф влажный 05-10 Песок слежавшийся 5-30
Плывун 1-5 Глина тугопластичная 5-50
Глина размягченная 1-5 Гравий 10-50
Песок свеженасыпанный 2-5
Пример 2.3. Проверить общую устойчивость в продольном направлении
прямолинейных и упругоизогнутых участков подземного газопровода 1У
Исходные данные: Dн = 102 м; Dвн = 09954 м; [p p= 74
МПа; [p [p [p hо = 10м; грунт –
песок; [p [p сгр=0; kо = 2 МНм3; [p
изоляционное покрытие «Поликен 980-25» однослойное [p
[p обертка «Поликен 955-25» однослойная [pic] = 1028
кгм3;[p kиз = 109; nс.в=095.
Площадь поперечного сечения металла трубы
Эквивалентное продольное усилие по формуле (2.61)
Осевой момент инерции поперечного сечения трубы
Нагрузка от собственного веса трубопровода:
Нагрузка от веса изоляционного покрытия:
Нагрузка от веса транспортируемого продукта:
нормативная по (2.13) [p
Нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с
перекачиваемым продуктом по формуле (2.66)
Среднее удельное давление на трубопровод по формуле (2.65)
Предельные касательные напряжения по формуле (2.64)
Сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода по
Сопротивление вертикальным перемещениям по формуле (2.67)
Критическое усилие для прямолинейного участка трубопровода в
случае жесткопластичной связи его с грунтом по формуле (2.62)
Проверяем выполнение условия (2.60)
66[p 8466 МН15633 МН
Условие выполняется следовательно устойчивость трубопровода при заданных
параметрах обеспечивается.
Проверим выполнение условия (2.60) в случае упругой связи
прямолинейного трубопровода с грунтом для чего рассчитаем критическую
продольную силу по формуле (2.91)
66[pic]09·92 8466 МН 828 МН.
Как видим условие устойчивости также выполняется.
Расчетная длина волны выпучивания по формуле (2.92)
Для оценки устойчивости упругоизогнутого участка трубопровода
определим параметры [pic] и Z по формулам (2.70) и (2.71)
а затем используя номограмму (см. рис.2.7) найдем [pic]=195.
Критическое усилие по формуле (2.68)
Проверяем условие (2.60)
66[pic]09·13645 8466 МН 12281 МН
т.е. условие устойчивости выполняется.
Критическое усилие по формуле (2.69)
66[p 8466 МН >6134 МН
т.е. условие устойчивости не выполняется.
Для того чтобы обеспечить устойчивость трубопровода следует либо
увеличить qв (например увеличив глубину заложения трубопровода) либо
принять больший радиус упругого изгиба трубопровода.
Например при [pic] = 1400 м
Условие устойчивости
66[pic]09·9542 8466 МН 8588 МН
Пример 2.4. Проверить устойчивость прямолинейного участка газопровода
III категории уложенного в песчаной насыпи на болоте II типа.
Исходные данные: Dн = 102 м; [p F=0039 м2; I=49410-3
м4; qтр=3683 Нм; р=74 МПа; [p S=8466 МН; [p
[p сгр=0; размеры насыпи по рекомендациям табл. 2.13: hо= 1 м;
h1=Dн= 102 м; Н= 22 м; в = 085 м; откос 1:m = 1:125; αн=
Размер h2 по формуле (2.76)
h2=102-(085+1·ctg 39° -05[pic]=021 м.
Среднее давление грунта насыпи на уровне верхней образующей
трубопровода по формуле (2.77)
Пассивное сопротивление грунта по формуле (2.74)
Активное сопротивление грунта по формуле (2.79)
Сила трения трубы о грунт по формуле (2.75)
Сопротивление горизонтальным поперечным перемещениям трубопровода
Критическое усилие по формуле (2.72)
6609·2394 8466 МН 21546 МН
т.е. условие выполняется следовательно устойчивость наземного
трубопровода при заданных размерах насыпи обеспечивается.
Пример 2.5. Проверить устойчивость трубопровода в насыпи с размерами
приведенными в предыдущем примере на участке поворота в горизонтальной с
Половина ширины насыпи понизу по формуле (2.82)
Сопротивление сдвигу по формуле (2.81)
Проверяем условие устойчивости (2.80)
507·10-3[pic] 40507·103 МНм > 7559·10-3 МНм
условие устойчивости выполняется.
Пример 2.6. Проверить устойчивость трубопровода в насыпи с размерами
рассчитанными в предыдущих примерах на участке поворота в вертикальной
плоскости с [pic]=1400 м и [pic][pic]=18175·10-3 МНм.
Длина криволинейного участка по формуле (2.87)
Стрела изгиба трубопровода в пределах криволинейного участка по
Проверяем условие (2.84)
175·10-3 МН > 7246·10-3 МН.
Условие устойчивости трубопровода обеспечивается.
Расчетный коэффициент [pic] по формуле (2.86)
Проверяем условие (2.85)
175·10-3 МН >8216·10-3 МН.
Условие выполняется.

2) ОГЛАВЛЕНИЕ.doc

Глава 1. Краткие сведения о магистральных трубопроводах и технологии
перекачки нефти нефтепродуктов и газа .. 15
1. Назначение состав классификация и категории магистральных
трубопроводов .. 15
2. Конструктивные решения магистральных трубопроводов .. 17
3. Выбор трассы магистральных трубопроводов 22
4. Технологический расчет магистрального нефтепровода 24
4.1. Определение диаметра трубопровода выбор насосного оборудования
определение числа перекачивающих станций (НПС). 25
4.2. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе
4.3. Расчет режимов эксплуатации нефтепровода .. 37
5. Технологический расчет магистрального газопровода .. 39
5.1. Выбор рабочего давления определение числа компрессорных станций
(КС) и расстояния между ними . 39
5.2. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода
между двумя соседними КС 44
5.3. Выбор типа газоперекачивающего агрегата (ГПА) и расчет режима
6. Примеры расчетов .. 51
Глава 2. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов 74
1. Нагрузки и воздействия.. 74
2. Прочность подземных трубопроводов .. 88
2.1. Расчетные характеристики материалов . 89
2.2. Определение толщины стенки трубопровода 91
2.3. Проверка прочности трубопровода в продольном
3. Устойчивость подземных трубопроводов 101
3.1. Устойчивость трубопровода в жесткопластичной грунтовой
3.1.1. Прямолинейный участок подземного трубопровода 102
3.1.2. Упругоизогнутый криволинейный участок подземного
3.1.3. Проверка общей устойчивости наземных трубопроводов в
3.2. Устойчивость трубопровода в упругой грунтовой среде 110
4. Продольные перемещения подземных трубопроводов .. 111
4.1. Расчет продольных перемещений полубесконечного
4.1.1. Наличие упругой связи 113
4.1.2. Наличие пластичной связи .. 115
4.2. Расчет продольных перемещений на участках сопряжения различных
конструктивных схем прокладки . 116
5. Расчеты соединительных деталей трубопроводов .. 119
5.1. Расчет отводов . 119
5.2. Расчет тройников . 120
5.3. Расчет переходников 122
5.4. Расчет днищ . 125
6. Расчет радиусов упругого изгиба на криволинейных участках
6.1. Горизонтальный поворот 126
6.2. Вертикальный поворот 129
7. Примеры расчетов .. 131
Глава 3. Организация и технология строительства линейной части в
нормальных условиях 151
1. Структура организации строительного производства 151
2. Продолжительность строительства трубопроводов 154
3. Практические задачи решаемые в процессе организации строительства
магистральных трубопроводов .. 158
3.1. Определение числа комплексных трубопроводостроительных потоков
3.2. Определение границ осуществления КТП 162
3.3. Обеспечение синхронности производства отдельных видов работ в
3.4. Расчет транспортной схемы строительства магистрального
3.5. Поточное строительство малых переходов трубопровода через
естественные и искусственные преграды .. 168
4. Подготовительные работы . 170
5. Погрузочно-разгрузочные и транспортные работы 174
5.1. Такелажная оснастка вспомогательные и грузоподъемные
5.2. Расчет такелажных средств и приспособлений 180
5.2.1. Расчет канатов .. 180
5.2.2. Расчет траверс .. 181
5.2.3. Расчет гибких строп . 184
5.3. Расчет напряженного состояния труб при погрузо-разгрузочных и
транспортных работах .. 184
5.4. Определение количества транспортных средств . 191
6. Земляные работы 192
6.1. Параметры разрабатываемых траншей . 192
6.2. Выбор землеройной техники и технологии производства работ.. 195
7. Сварочно-монтажные работы 210
7.1. Расчет оптимальных режимов сварки 211
7.1.1. Ручная электродуговая сварка 212
7.1.2. Механизированная электродуговая сварка 214
7.1.3. Электроконтактная сварка . 216
7.2. Техническое нормирование сварочных работ . 220
7.2.1. Нормирование различных методов сварки 222
7.2.2. Нормирование расхода материалов 223
7.3. Расчет состава бригады выполняющей сварку неповоротных стыков
поточно-расчлененным способом . 226
7.4. Контроль качества сварочно-монтажных работ . 226
8. Изоляционно-укладочные работы 228
8.1. Способы проведения изоляционно-укладочных работ. .. 229
8.2. Расчет напряженного состояния трубопровода при совмещенном способе
8.3. Расчет напряженного состояния трубопровода при раздельном способе
8.4. Расчет напряженного состояния при укладке изолированного
9. Очистка полости и испытание трубопроводов 246
9.1. Выбор оборудования .. 247
9.2. Определение технологических параметров . 250
9.2.1. Промывка трубопроводов 250
9.2.2. Продувка трубопровода 253
9.3. Расчет продолжительности выполнения работ по очистке полости
испытанию и удалению воды (ОПИУ или ОПИ) .. 257
9.4. Определение периодичности испытаний линейной части магистральных
9.5. Определение оптимальных параметров полного удаления воды из
9.6. Особенности гидроиспытаний трубопроводов при отрицательных
температурах .. 272
9.7. Определение изменения испытательного давления в зависимости от
изменения температуры воды . 273
10. Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии . 275
10.1. Расчет основных параметров катодной защиты . 275
10.2. Совместная катодная защита параллельно уложенных подземных
10.3. Расчет основных параметров протекторной защиты 294
10.4. Расчет основных параметров электродренажной защиты . 298
11. Примеры расчетов 302
Глава 4. Прокладка трубопроводов в особых природных условиях. 339
1. Прокладка трубопроводов на сильно пересеченной местности 339
1.1. Устойчивость насыпного откоса .. . 340
1.2. Расчет напряженного состояния трубопроводов на продольных уклонах
в период монтажа .. 344
1.3. Расчет напряженного состояния трубопроводов подверженных
воздействию оползающих грунтов 346
1.3.1. Оползневая подвижка грунта на продольных уклонах 347
1.3.2. Поперечные оползневые подвижки грунта 348
1.4. Расчет основных параметров буровзрывных работ при строительстве
трубопроводов в горах . 351
1.5. Расчет напряженного состояния трубопровода при тоннельной
2. Прокладка трубопровода через болота и обводненные участки .. 360
2.1. Расчет устойчивости трубопровода против всплытия на болотах при
различных способах балластировки .. 361
2.2. Фильтрационный расчет при строительстве трубопроводов на болотах и
заболоченных землях .. 381
2.3. Определение параметров взрывных работ при устройстве траншей и
каналов на болотах . 384
3. Прокладка трубопроводов на многолетнемерзлых просадочных и
пучинистых грунтах . 387
3.1. Тепловое взаимодействие трубопровода с многолетнемерзлым
3.1.1. Подземная укладка трубопровода . 391
3.1.2. Наземная укладка трубопровода . 393
3.2. Механическое взаимодействие трубопровода с вечномерзлым грунтом
при продольном перемещении .. 395
3.3. Расчет теплоизоляции трубопроводов прокладываемых на
многолетнемерзлых грунтах .. 397
3.4. Расчет прямолинейных надземных трубопроводов со слабоизогнутыми
компенсационными участками . 401
4. Прокладка трубопровода в районах горных разработок 405
5. Прокладка трубопроводов в сейсмических районах .. 410
6. Примеры расчетов .. 413
Глава 5. Строительство переходов трубопроводов через естественные и
искусственные препятствия . 431
1. Подводные переходы трубопроводов через водные преграды . 432
1.1. Расчет устойчивости подводного трубопровода .. 433
1.2. Определение параметров балластировки подводных
1.3. Расчеты параметров укладки подводных трубопроводов на дно
1.3.1. Параметры укладки подводных трубопроводов
протаскиванием . 438
1.3.2. Параметры укладки подводных трубопроводов с поверхности
1.4. Расчет берегоукреплений в створах подводных переходов 453
1.5. Расчеты параметров укладки трубопроводов при наклонно-направленном
1.5.1. Расчет тяговой нагрузки .. 466
1.5.2. Определение параметров бурового раствора 471
1.5.3. Расчет параметров напряженно-деформированного состояния рабочего
трубопровода .. 473
2. Надземные переходы . 478
2.1. Расчет балочных переходов без компенсации продольных
2.2. Расчет балочных переходов с компенсаторами 484
2.2.1. Однопролетный балочный переход 484
2.2.2. Многопролетный балочный переход . 486
2.2.3. Расчет компенсаторов .. 487
2.2.4. Влияние высотного положения опор на напряженное состояние
трубопровода .. 790
2.3. Расчет балочных переходов с поддерживающим элементом в виде
2.4. Опоры балочных систем прокладки трубопроводов 498
2.4.1. Применяемые типы опор и опорных частей . 498
2.4.2. Определение нагрузок действующих на опоры
трубопроводов .. 500
2.5. Расчет вантового перехода 505
2.6. Расчет гибкого висячего перехода . 508
2.6.1. Расчет несущего каната 508
2.6.2. Расчет ветровых канатов 514
2.6.3. Расчет пилонов . 515
2.6.4. Расчет нагрузок на опоры под пилоны и анкерные
2.7. Расчет арочного перехода .. 518
3. Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобильные
3.1. Расчет защитного футляра (кожуха) на прочность .. 524
3.2. Оценка напряженно-деформированного состояния . 533
3.3. Выбор оборудования при строительстве трубопроводных переходов
3.3.1. Прокладка труб способом прокола . 538
3.3.2. Прокладка труб способом продавливания 539
3.3.3. Прокладка труб способом горизонтального бурения .. 540
4. Примеры расчетов 550
Глава 6. Расчеты при обслуживании и ремонте трубопроводов .. 589
1. Общие сведения об обслуживании и ремонте линейной части
магистральных газонефтепроводов . 589
2. Определение основных параметров организации капитального ремонта
линейной части магистральных трубопроводов 591
3. Нагрузки действующие на трубопровод при капитальном
4. Расчет напряжений возникающих в нефтепроводе при ремонте его с
подъемом в траншее .. 602
5. Расчет напряжений возникающих в нефтепроводе при ремонте его без
6. Проверка прочности и устойчивости нефтепровода при капительном
7. Результаты расчетов технологических параметров ремонтных колонн при
ремонте с подъемом нефтепроводов 616
8. Расчет на прочность подземных трубопроводов при их
8.1. Последовательность расчета напряженно-деформированного состояния 622
труб при демонтаже с вскрытием траншеи
8.2. Расчет параметров демонтажа трубопровода без вскрытия 631
8.3. Расчет параметров демонтажа трубопровода с частичным удалением 637
9. Прогнозный расчет размыва грунта засыпки трубопровода на склоне
9.1. Расчет дождевой эрозии склона с постоянным уклоном 637
9.2. Расчет дождевой эрозии на склонах с переменным уклоном 641
10. Прогнозный расчет роста и оценка параметров оврагов 643
11. Расчет устройств для закрепления вершин оврагов .. 645
11.1. Конструкции устройств для закрепления вершин оврагов .. 645
11.2. Расчет быстротока 648
11.3. Расчет дренажной подушки 649
12. Примеры расчетов 650
Глава 7. Расчеты надежности газонефтепроводов .. 653
1. Общие представления о надежности газонефтепроводов 653
2. Расчет вероятности отказа стенки трубы 660
3. Метод контроля состояния изоляционного покрытия при эксплуатации по
ГОСТ Р51164-98 . 663
3.1. Основные представления об электрохимической коррозии подземных
трубопроводов .. 663
3.2. Сущность и основные параметры комплексной защиты подземных
трубопроводов от коррозии . 665
3.3. Контроль защитных потенциалов и определение переходного
сопротивления изоляции . 670
4. Оценка малоцикловой долговечности трубопровода по стадии зарождения
5. Расчет остаточного ресурса стенки нефтепровода по характеристикам
циклической трещиностойкости 675
6. Расчет параметров остаточного ресурса в условиях стресс-коррозии.. 678
6.1. Оценка максимально допустимой глубины стресс-коррозионного дефекта
при рабочем давлении . 678
6.2. Определение остаточного ресурса трубопровода с учетом фактической
скорости стресс-коррозионного дефекта . 680
7. Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной
толщине стенки трубы 682
7.1. Общие положения и последовательность расчета 682
7.2. Расчет отбраковочной толщины стенки для промысловых
7.3. Расчет отбраковочной толщины стенки магистральных нефтепроводов и
нефтепродуктопроводов . 686
7.4. Определение отбраковочной толщины стенки магистральных
газопроводов и отводов .. 688
8. Вероятностный расчет остаточного ресурса трубопровода с учетом
общего коррозионно-эрозионного износа стенки трубы 689
9. Расчет напряженного-деформированного состояния криволинейных
участков трубопроводов находящихся в эксплуатации .. 696
10. Примеры расчетов .. 701
Список литературы .. 718
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
Приложение З. Расчетные разрывные усилия канатов . 785
Приложение И. Основные сведения о защитных покрытиях
Приложение К. Номограмма для определения конечного переходного
сопротивления труба – 797
Приложение Л. Удельное электрическое сопротивление грунтов 800
Приложение М. Этапы величины давлений и продолжительность испытаний
трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность
Приложение Н. Характеристика 1 м длины трубы с балластными
Приложение О. Теоретические коэффициенты концентрации напряжений на
дефектах строительного и эксплуатационного
Приложение П. Карты районирования территории Российской Федерации 807
по климатическим характеристикам ..

Приложение П карта3.doc

РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ
Продолжение прилож. П
ФЕДЕРАЦИИ ПО ДАВЛЕНИЮ ВЕТРА

Приложение Л.правильное.doc

Рис. Л.1. Зависимость удельного электрического сопротивления грунтов от
водонасыщения: 1 – песок; 2 – супесь; 3 – суглинок; 4 – глина *)
*) по данным Е. М. Сергеева и Л. П. Терентьевой
Рис. Л.2. Зависимость удельного электрического сопротивления красных
тяжелых суглинков и глин от температуры при разных значениях весовой
влажности W: 1 – 65%; 2 – 125%; 3 – 21%; 4 – 302% *)
*) по данным Е. М. Сергеева и Р. И.Злочевской

Рисунок 1.9- Пересечение с перемычкой.dwg

Рисунок 1.9-Схема производства работ при пересечении с действующим трубопроводом
-зона механизированной разработки; 6-граница механизированной разработки грунта;
-зона ручной разработки грунта; 8-зона ручной разработки грунта без применения ударных инструментов
-действующий трубопровод; 2-строящийся трубопровод; 3-трубоукладчик; 4-котлован под сварку захлеста;
Продолжение рисунка 1.9

Плакат 7-1 (5).cdw

ПК 0-04 Точка выхода буровой колонны
Площадка №7 для монтажа дюкера
Схема размещения оборудования на площадке №4 и №7
оборудования на площадке
(точка входа трубопровода)
Стелаж буровых штанг
Площадка установок по регенерации
Котлован-шламоприемник

Приложение Д полностью.doc

Категории участков магистральных трубопроводов (по СНиП 2.05.06-85*) [114]
Назначение Категория участков при прокладке
газопроводов нефтепроводов и
нефтепродуктопроводов
под наземной над подземной наземной над
земной земной земной
00 и более I - I В - В
менее 1000 I - I I - I
00 и более I - I В - I
в) несудоходные I - II I - I
г) горные потоки I - II I - I
0 и более I - II I - I
менее 700 II - II I - I
Продолжение прилож. Д
е)участки - - - I - II
а) I III III III IIIII1 IIIII1 IIIII1
б) II II III III II II III
а) железные дорогиI - 1 1 - 1
б) подъездные I - II III - II
в) автомобильные I - I I - I
г) автомобильные I - I III - I
II – для диаметра 700 мм и более III - для диаметра до 700 мм.
д) автомобильные III - III III - III
через все железныеII II II III II II
через III III III III - III
а) на полках III III - II II -
б) в тоннелях - I I - I I
Трубопроводы III III III III III III
а) хлопковых и II - - II - -
б) прочих III - - III - -
Трубопроводы II II II II II II
Переходы через II - II II - I
*.Узлы установки II II II III - -
Газопроводы на II II II - - -
Трубопроводы наIII III III III III III
Трубопроводы I - I II - I
МежпромысловыеII II II - - -
Узлы пуска и I I I I I 1
Трубопроводы вВ В В - - -
*. ТрубопроводыВ В В I I I
Газопроводы II II II - - -
Трубопроводы I I I - - -
Пересечения с II - - II - -
Пересечения с I - - II - -
а) 500 и более I I I I I -
б) от 330 до 500 II II II II II -
в) до 330 III III III III III -
Переходы черезIII III III III III III
Нефтепроводы и- - - 1 1 1
(без предварительного
гидравлического испытания на
*.Газопроводы II II II II II II
(если они не относятся к более
высокой категории по виду
прокладки и другим параметрам)
Примечания: 1. Категории отдельных участков трубопроводов аварийное
повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа нефти и
нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям имеющим большое
народнохозяйственное значение а также загрязнение окружающей среды при
соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.
Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП I-
При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при
соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка
как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.
Испытания участков трубопроводов прокладываемых через водные
преграды с зеркалом воды в межень менее 10м следует предусматривать в
составе смонтированного трубопровода в один этап.
*. Действующие трубопроводы находящиеся в удовлетворительном
техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося
сооружения эксплуатационной организации и соответствующего органа
государственного надзора) при пересечении их проектируемыми
трубопроводами линиями электропередачи а также подземными коммуникациями
указанными в поз.20 и 21 и при параллельной прокладке в соответствии с
поз.26* не подлежат замене трубопроводами более высокой категории.
Действующие трубопроводы пересекаемые строящимися железными и
автомобильными дорогами подлежат реконструкции в соответствии с поз.3.
Категорию участков трубопроводов прокладываемых в поймах рек
подлежащих затоплению под водохранилище следует принимать как для
переходов через судоходные водные преграды.
При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами
(менее 29 дн.) и незначительной глубине этого подтопления позволяющей
оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ
на трубопроводах в случае их повреждения выполнение требований поз.1д для
газопроводов не обязательно.
Категорийность участков трубопроводов на переходах через
водохранилища пруды озера следует принимать:
для судоходных – по поз.1а;
*несудоходных – по поз.1б и 1в.
Знак «-» в таблице означает что категория не

Продолжение приложения Г (2).doc

технических условий и ГОСТов на стальные трубы малого диаметра
Номер ГОСТов или Наружный Толщина Марка стали и номер Заводское испытательное Коэффициент
технических условий на диаметр стенки ГОСТов давление надежности
трубы трубмм труб мм по материалу
*Электросварные трубы ГОСТ159-426 4-10 **Углеродистая сталь Гидравлическое давление 147
295-85 (ГОСТ 380-94 ГОСТ определяется по формуле
50-88) Ст.3сп 10сп20ГОСТа 3845-75 при
допускаемом напряжении 095
от предела текучести
*Электросварные трубы ГОСТ57-426 4-10 Углеродистая сталь (ГОСТГидравлическое давление 155
704-91 и ГОСТ 10705-80 380-94 ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
гр.В термообработанные или СТ.10 ст.20 В Ст.3 ГОСТа 3845-75 при
с локальной допускаемом напряжении 09
термообработкой свар. шва от предела текучести
*Электросварные трубы ГОСТ146-245 65-107 Низколегированная сталь Гидравлическое давление 147
704-91 и ГОСТ 10705-80 марки 22ГЮ ТУ определяется по формуле
гр.В с локальной 14-1-4598-89 ГОСТа 3845-75 при
термообработкой сварного допускаемом напряжении 075
шва от предела текучести
*Бесшовные трубы (ГОСТы 57-426 По ***Углеродистая сталь Гидравлическое давление 155
31-74 и 8732-78 гр.В) сортаменту1020 (ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
низколегированная сталь ГОСТа 3845-75 при
Г2(ГОСТ 4543-71) или допускаемом напряжении 08
Г2С (ГОСТ 19281-89) от предела текучести
Продолжение табл. Г. 3
*Бесшовные трубы 10-250 По Углеродистая сталь Гидравлическое давление 155
(ГОСТы 8733-74 гр.В и сортаменту1020 (ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
34-75) из катанной низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
заготовки 10Г2 (ГОСТ 4543-71) илидопускае мом напряжении
Г2С (ГОСТ 19281-89) 40% от вре менного
сопротивления стали
Бесшовные трубы 25-426 По Углеродистая сталь Гидравлическое давление 155
ГОСТ 9567-75 «повышенной сортаменту1020 (ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
точности» низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
Г2 (ГОСТ 4543-71) илидопускаемом напряжении
Г2С (ГОСТ 19281-89) 40% от временного
Бесшовные трубы 48-219 4-25 Углеродистая сталь То же 155
ГОСТ 550-75 с гарантией 1020 (ГОСТ 1050-88)
пункта 3.2 низколегированная сталь
Бесшовные 168 14 Низколегированная стальГидравлическое давление 14
горячедеформированные 245 9;10 12ГФДА определяется по формуле
трубы ТУ 14-3-1618-89 273 20 ГОСТа 3845-75 при
5 9-12 допускаемом напряжении
6 9-11;16-18 08 от предела текучести
9-325 По Низколегированная сталь
сортаменту12ГА 16ГА и 13 ГФА (ТУ
ГОСТ 14-1-4944-90);
32-78 глеродистая сталь (ГОСТ
низколегированная сталь
Бесшовные 219273325426-8 Углеродистая сталь Гидравлическое давление 147
горячедеформированные 6 6-10 (ГОСТ 380-94 ГОСТ определяется по формуле
трубы повышенного качества 1050-88) ГОСТа 3845-75 при
для ШФЛУ ТУ 14-3-1701-90 допускаемом напряжении
5 от предела текучести
Продолжение табл. Г. 3
Электросварные трубы ТУ 219273325426-8 Углеродистая сталь 10 Гидравлическое давление 147
-3-1752-90 6 6-10 (ГОСТ 1050-88) ст.3 сп.определяется по формуле
(ТУ 14-1-3579-83) ГОСТа 3845-75 при
допускаемом напряжении
Бесшовные 10-250 По Углеродистая сталь 20 Гидравлическое давление 147
холоднодеформированные сортаменту(ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
трубы ТУ 14-3-1578-88 ГОСТ низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
34-75 10Г2(ГОСТ 4543-71) допускаемом напряжении
Бесшовные 57-426 4-22 Углеродистая сталь 20 Гидравлическое давление 147
горячедеформированные (ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
трубы ТУ 14-3-1577-88 низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
Г2 (ГОСТ 4543-71) допускаемом напряжении
Бесшовные 351-426 9-16 Углеродистая сталь 20 Гидравлическое давление 147
трубы ТУ 14-3-1486-87 ГОСТа 3845-75 при
Бесшовные 159-426 По Углеродистые низколегиГидравлическое давление 14
горячедеформированные сортаментурованные и легированныеопределяется по формуле
трубы ТУ 14-3-1760-91 ГОСТ марки стали (ГОСТ ГОСТа 3845-75 при
32-78 380-94 ГОСТ 1050-88 допускаемом напряжении
ГОСТ 19281-89 ГОСТ 085 от предела текучести
Электросварные трубы 159-530 4-12 Низколегированная стальГидравлическое давление 147
ТУ 14-3-1948-2000 класса прочности К46 определяется по формуле
К48 К50 К52 К55 ГОСТа 3845-75 при
(ГОСТ 19281-89 ТУ допускаемом напряжении
-106-502-96 ТУ 095 от нормативного
-1-4358-87 ТУ предела текучести
Электросварные трубы 146159168214-8 Низколегированная стальГидравлическое давление 147
ТУ 14-3-1471-87 9 контролируемой прокаткиопределяется по формуле
527332542 09Г2С ГОСТ 19281-89 ГОСТа 3845-75 при
08ГБЮ 09ГБЮ 08ГБЮТР допускаемом напряжении
7530 ТУ 1-4358-87 22ГЮ ТУ 095 от предела текучести
Электросварные трубы ТУ 57-159 4-8 Углеродистая сталь Гидравлическое давление 155
-3-1433-86 (ГОСТ 380-94 ГОСТ определяется по формуле
50-88) ст.10 ст.20 ГОСТа 3845-75 при
Электросварные трубы ТУ 219 48;5-8 Углеродистая сталь Гидравлическое давление 147
-3-1399-95 273 48;5-8 (ГОСТ 308-94 ГОСТ определяется по формуле
5 48;5-10 1050-88) ГОСТа 3845-75 при
7 6-10 Ст.3сп10сп20сп допускаемом напряжении
6 6-10 095 от предела текучести
Бесшовные трубы из катаной102-159 4-14 09Г2С 10Г2 Ст.10 Гидравлическое давление 14
и кованой заготовки ТУ 273-426 8-25 в Ст.20 определяется по формуле
-3-1128-2000 сортаментеУглеродистая сталь 20 ГОСТа 3845-75 при
ГОСТ (ГОСТ 1050-98) допускаемом напряжении
32-78 08 от предела текучести
с определением ударной
вязкости на образцах
Шарпи при температурах от
-200-340-400 и -600С.
магнитно-индукционный
Бесшовные 269-356 26-36 Углеродистая сталь Гидравлическое давление 14
горячедеформированные 1020 (ГОСТ 1050-88). определяется по формуле
трубы ТУ 1-14-95 А.М. Низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
Г2С (ГОСТ 19281-89) и09 от предела текучести
Бесшовные трубы для котлов10-426 По Углеродистая сталь 20 Гидравлическое давление 14
и трубопроводов сортаменту(ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
ТУ 14-3-460-75 ГОСТа 3845-75 при
Бесшовные 26 9-426 2 6-36 Углеродистая сталь Гидравлическое давление 14
трубы ТУ 1-16 7-95 НС Низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
Электросварные трубы ТУ 159 3-6 **Углеродистая сталь Гидравлическое давление 147
-3-377-99 168 3-6 (ГОСТ 380-94 ГОСТ определяется по формуле
9-273 45-8 1050-88) Ст.3сп 10сп ГОСТа 3845-75 при
5 508 20 допускаемом напряжении
6 6-14 095 от предела текучести
Электросварные прямошовные42 30-40 Углеродистая сталь Гидравлическое давление 147
трубы ТУ 14-3Р-26-99 48 30-45 (ГОСТ 1050-88) Ст.20. определяется по формуле
30-60 Низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
89108 30-75 марки 17Г1С по ТУ допускаемом напряжении
4 30-85 14-106-502 09Г2С по 095 от предела текучести
7 35-85 ГОСТ 1928108ГБЮ и
9 40-100 09ГБЮ по ТУ 14-1-4538 с
Окончание табл. Г. 3
Бесшовные трубы для 12-299 4-22 Углеродистая сталь Гидравлическое давление 14
установок высокого (ГОСТ 1050-88) определяется по формуле
давления ТУ 14-3-251-74 низколегированная стальГОСТа 3845-75 при
(ГОСТ 19281-89) допускаемом напряжении
Примечание: * - область применения ограничена см. главу 2 настоящей
** - при заказе электросварных газопроводных труб 219-
6 мм с толщиной стенки от 6 до 10 мм должны оговариваться требования по
ударной вязкости KCVпри температуре равной минимальной температуре стенки
трубопровода при эксплуатации.
*** - при заказе бесшовных газолроводных труб 219 мм и
выше должны оговариваться требования по ударной вязкости.

рис.Л.1.frw

4 Экономика- 23 стр..doc

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Анализ производственно–хозяйственной деятельности предприятия
Целью анализа производственно–хозяйственной деятельности предприятия
является оценка состояния и эффективности использования всех
производственных ресурсов изучение уровня и динамики всех технико–
экономических показателей (ТЭП). Основная задача анализа – выявление
резервов для повышения эффективности производства. Основные технико–
экономические показатели приведены в таблице 4.1
Таблица 4.1–Основные технико–экономические показатели деятельности
Показатель 2002 г. 2003 г.
Прием нефти тгод 8659923 9452186 9452186
Перекачка нефти тгод 6058200 6633850 6633850
Поставка нефти тгод 8590250 9421620 9421620
Грузооборот тыс. т·км 6032700 6423125 6423125
Эксплутационные потери нефти - - -
Затраты на перекачку нефти 358366 549972 549114
Себестоимость руб100 т·км 594 856 855
Себестоимость руб100 т 5915 8290 8277
Потребление электроэнергии 268367500 261312400 262727500
в том числе на перекачку 247820000 239516900 240552500
Фонд заработной платы тыс. 110123 113558 113553
Среднесписочная численность 968 1007 1007
Среднемесячная заработная 8618 8543 8542
Продолжение таблицы 4.1
Стоимость основных фондов 2064565 - 2457409
Объем капитального ремонта 159475 160599 168914
Объем капитального 325850 331285 398371
строительства тыс. руб год
Объем диагностики кмгод 367 421 421
Тарифы на электроэнергию 0283 0380 0415
1.1 Анализ объемов перекачки нефти
Динамика объемов перекачки и грузооборота представлена в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Динамика объемов перекачки и грузооборота
абсолютное базисный темп
значение роста ОД %
Объем перекачки тгод6058200 6633850 1095
Грузооборот т·км 60327·106 6423125·106 1065
Из приведенных выше данных наблюдается тенденция роста объема
перекачки и грузооборота. По сравнению с 2002 годом объем перекачки
увеличился на 95 % и грузооборот – на 65 %. Увеличение объемов перекачки
по ОРНУ за 2003 год связано с общим увеличением объемов сдачи нефти в
Республику Казахстан. Увеличение грузооборота за 2003 год связано с
увеличением грузооборота на участках Барабинск – Омск Омск - Москаленки.
Определим коэффициент загрузки нефтепровода по следующей формуле:
где Qф – фактический годовой объем перекачки тыс. т;
Qпр – производительность трубопровода при полной загрузке по проекту
Qпр = 10336280 тыс. тгод.
Оценка выполнения плана по объему перекачки и грузообороту
представлена в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Анализ выполнения плана
Показатель План на Фактически за Выполнение
03 год 2003 год плана Опл %
Объем перекачки 6633850 6633850 1000
Грузооборот т·км 6423125·106 6423125·106 1000
За отчетный год плановые показатели равны фактическим.
1.2 Анализ себестоимости перекачки нефти
Себестоимость служит одним из оценочных показателей характеризующих
деятельность предприятия так как уровень использования всех
производственных ресурсов оказывает влияния на ее значение.
Под себестоимостью перекачки нефти понимают выраженные в денежной
форме затраты на перекачку нефти. Отношение этих затрат к объему
транспортируемой продукции характеризует себестоимость единицы
транспортируемой продукции.
К числу важнейших задач анализа себестоимости относят изучение
структуры себестоимости и определение влияния отдельных статей затрат на ее
динамику. Необходимость изучения структуры диктуется тем что затраты всех
видов различны по своей экономической природе отличаются между собой по
размеру а следовательно и по удельному весу в общей сумме затрат.
Особое внимание при анализе необходимо обратить на расходы
составляющие наибольший удельный вес а также на те расходы по которым
получены наибольшие отклонения от плана (см. таблица 4.4).
Таблица 4.4 – Затраты на транспортировку нефти за 20022003 год
Статья затрат Сумма затрат Структура затрат
абсолютные значения темп Остр 2003 г
тыс.руб. роста к 2002 г
02 г 2003 г план факт
Материальные 13989 24345 24312 1738 39 44 44
-материалы 7430 14620 14692 1973 207 27 27
-топливо 6559 9725 9620 1467 18 18 18
Нефть на - - - - - - -
Электроэнергия 75948 99299 109032 1436 212 181 199
Теплоэнергия 742 2596 2586 3485 02 05 05
Затраты на оплату 101112 106235 106230 1051 282 193 193
Отчисление на 28000 30400 30285 1082 78 55 55
Амортизация 44856 68472 68205 1521 125 125 125
Прочие расходы 93719 218625 208464 2224 262 398 379
-услуги связи 4 6 5 125 0001 0001 0001
-услуги банка 162 178 176 1086 005 003 003
-плата за землю 1036 1052 1052 1015 03 02 02
-подготовка кадров 450 429 430 956 012 008 008
-расходы на 1595 1732 1732 1086 04 03 03
-ремонтный фонд 64946 124655 124655 1919 181 227 227
-услуги 2269 2542 2542 11203 06 05 05
-другие прочие 23257 88031 77872 3348 65 160 142
ИТОГО 358366 549972 549114 1532 100 100 100
По сравнению с 2002 годом наблюдается резкое увеличение затрат на
перекачку. При утвержденной смете затрат на перекачку нефти в сумме 549972
тыс. рублей израсходовано 549114 тыс. рублей. Экономия составляет 858 тыс.
рублей. В то же время при наличии общей экономии затрат имеется
перерасход по статье «Электроэнергия покупная». На перерасход повлиял рост
среднего тарифа на электроэнергию за счет увеличения заявленной мощности и
увеличение тарифов на потребляемую электроэнергию. По отношению к прошлому
году рост затрат по статьям материалы топливо произошел в связи с
изменением цен на ресурсы. Увеличение затрат по статье «Ремонтный фонд» по
сравнению с 2002 годом произошло из–за реконструкции подводного перехода
через реку Иртыш и строительства РВСПК – 50000 на ЛПДС Омск.
Определим себестоимость единицы грузооборота и 100 т нефти за 2003
На предприятии имеют место три вида издержек: переменные постоянные и
смешанные которые сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 – Формирование переменных и постоянных затрат по Омскому
Наименование статей затрат Затраты за 2003 год тыс. руб
общие переменные постоянные
Материальные затраты 24312 - 24312
- материалы 14692 - 14692
- топливо 9620 - 9620
Электроэнергия покупная 109032 109032 -
Теплоэнергия покупная 2586 2586 -
Затраты на оплату труда 106230 - 106230
Отчисления на соцнужды 30285 - 30285
Амортизация 68205 - 68205
Прочие расходы в т. ч. 208464 1314365 19532035
-услуги связи 5 025 475
-услуги банка 176 88 1672
-плата за землю 1052 526 9994
-подготовка кадров 430 215 4085
-расходы на диагностику 1732 866 16454
-ремонтный фонд 124655 124655 1121895
-услуги авиатранспорта 2542 5084 20336
-другие прочие расходы 77872 - 77872
Итого 549114 12476165 42435235
Продолжение таблицы 4.5
Определив величины переменных и постоянных затрат необходимо
исследовать характер изменения этих затрат в зависимости от изменения
объемов перекачки. Если система нефтепроводов недозагружена то необходимо
оценить как изменятся удельные издержки при более полной загрузке. При
этом предполагаем что переменные издержки растут пропорционально объемам
транспортировки а постоянные издержки не изменяются.
Величина новой расчетной удельной себестоимости определяется по
где [pic]суммарные расчетные затраты при увеличении загрузки
Зпост – сумма постоянных затрат;
Зпер – сумма переменных затрат;
Qр – расчетный объем транспортировки нефти при увеличении загрузки
Q – фактический объем перекачки по данным отчетного года.
Определим расчетный объем транспортировки по формуле:
[pic][pic]- новый и старый коэффициент загрузки.
[pic]=6418 % [pic]=75 %.
Снижение себестоимости транспортировки нефти – главное направление
увеличения прибыли и повышения уровня рентабельности на предприятиях
нефтепроводного транспорта.
Основными источниками снижения себестоимости перекачки нефти являются:
- увеличение загрузки магистральных трубопроводов;
- повышение производительности труда;
- более эффективное использование электроэнергии топлива материалов;
- совершенствование технологических процессов.
1.3 Анализ использования трудовых ресурсов
Показатель производительности труда в трубопроводном транспорте
определяется по формуле:
где Q – годовой объем транспортировки нефти тыс. т;
Ч – численность промышленно-производственного персонала чел.
Показатель производительности труда в динамике по Омскому РНУ
представлен в таблице 4.6.
Таблица 4.6 – Расчет производительности труда Омского РНУ
факт темп роста в %
Объем перекачки тыс. тгод 605820 663385 1095
Численность ППП чел. 968 1007 1040
Производительность труда 62585 65877 1053
Фонд заработной платы (ФЗП) и среднегодовая заработная плата по годам
представлена в таблице 4.7.
Таблица 4.7 – Средняя годовая заработная плата и ФЗП
Фонд заработной платы тыс. руб. 110123 113553 1031
Среднегодовая заработная плата 103416 102504 991
одного работника тыс. руб.чел
Для расширенного воспроизводства получения прибыли и рентабельности
нужно чтобы темпы роста производительности труда опережали темпы роста его
оплаты. Если такой принцип не соблюдается то происходят перерасход фонда
заработной платы повышение себестоимости и соответственно уменьшение суммы
По данным таблицы видно что темпы роста производительности труда
опережают темпы роста заработной платы и отсюда следует что перерасхода
фонда заработной платы не происходит то есть выше указанный принцип
соответствия соблюдается.
Сметная стоимость строительства объекта - это сумма денежных средств
необходимых для его осуществления в соответствии с проектными материалами.
Сметная стоимость является основой для определения размера капитальных
вложений финансирования строительства формирования договорных цен на
строительную продукцию расчетов за выполненные строительные и монтажные
работы оплаты расходов по приобретению оборудования и доставке его на
стройки а также возмещения других затрат за счет средств предусмотренных
сводным сметным расчетом (например затрат в ремонтный фонд).
Для определения сметной стоимости строительства проектируемых объектов
составляется сметная документация состоящая как правило из калькуляции
локальных смет объектных смет сводных сметных расчетов стоимости
Калькуляции составляются в том случае если используемые сметные нормы
и цены не учитывают отдельные виды затрат и требуют при их применении
дополнительных расчетов. Например при использовании так называемых
открытых расценок предварительно рассчитывается стоимость неучтенных в
этих расценках материалов.
Локальные сметы составляются на отдельные виды работ при сооружении
объекта на основе объемов работ определяемых при разработке рабочей
документации. В локальных сметах производится группировка данных по
отдельным конструктивным элементам объекта видам работ. Порядок
группировки должен соответствовать технологической последовательности работ
Объектные сметы объединяют в своем составе данные из локальных смет на
объект в целом (см. таблица 4.9).
Сводный сметный расчет стоимости строительства объекта состав-ляется
на основе объектных смет. Денежные средства в нем распределяются по главам:
) подготовка территории строительства;
) основные объекты строительств;
) объекты подсобного и обслуживающего назначения;
) объекты энергетического хозяйства;
) объекты транспортного хозяйства и связи;
) наружные сети и сооружения водоснабжения канализации
теплоснабжения и газоснабжения;
) благоустройство и озеленение территории;
) временные здания и сооружения;
) прочие работы и затраты;
) содержание дирекции строящегося объекта;
) подготовка эксплуатационных кадров;
) проектные и изыскательские работы.
К поэлементным сметным нормативам в системе 1984 г. относятся:
) элементные сметные нормы (ЭСН) на строительные конструкции и
) нормы для определения сметной стоимости эксплуатации строительных
машин (НЭМ) и сметные цены им эксплуатации (ЦЭМ);
) сметные цены на привозные и местные строительные материалы изделия
и конструкции (СЦМ);
) сметные цены на перевозки грузов для строительства (СЦПГ);
) единые районные единичные расценки на строительные конструкции и
) расценки на монтаж оборудования (РМО).
В состав укрупненных сметных нормативов входят:
) нормы накладных расходов (HP);
) нормы плановых накоплений (ПН);
) сметные нормы затрат на строительство временных зданий
) сметные нормы дополнительных затрат при производстве
строительно–монтажных работ в зимнее время (НДЗ);
) нормативы лимитированных затрат по объектной и сводной смете;
) нормы резерва средств на непредвиденные работы и затраты;
) укрупненные сметные нормы (УСН);
Сметная стоимость строительных или монтажных работ является ценой
продукции строительных предприятий то есть является аналогией цены
продукции промышленных предприятий. Цена продукции предприятия–это та цена
по которой одни предприятия продают свою продукцию другим предприятиям или
снабженческо–сбытовым организациям. Цена предприятия состоит из полной
плановой себестоимости работ и планируемой общей прибыли предприятий.
Аналогично сметная стоимость строительных и монтажных работ состоит из
прямых затрат накладных расходов и плановых накоплений (сметной прибыли).
2.2 Определение сметной стоимости строительных работ
Расчет сметной стоимости строительных работ по какому-либо элементу
сооружения или объекту (Цс) может быть проведен по формуле:
Vi - объем i - того вида строительных работ в натуральных измерителях
Ci - удельные прямые затраты на выполнение единицы i - того вида
работ рубт рубкм рубм;
Нc - величина накладных расходов на рассматриваемый комплекс
строительных работ руб;
Пc - величина плановых накоплений при выполнении работ данного
В формуле (1) [pic] представляет собой сумму прямых затрат на
рассматриваемый элемент.
Величина накладных расходов определяется по формуле:
где Кс - коэффициент определяемый установленной для данной
организации или вида работ предельной нормой накладных расходов.
Величина плановых накоплений может быть определена по формуле:
где Кп - коэффициент учитывающий величину плановых накоплений.
2.3 Определение удельных прямых затрат на строительные работы
Величина удельных прямых затрат на строительные работы (Ci) по какому-
либо конструктивному элементу или виду работ на выбранный в ЭСН
измеритель может быть определена по формуле:
где Qik Ti Qil - расходы материалов в натуральных измерениях труда
рабочих (чел·ч) машино-часов на измеритель работ согласно ЭСН;
Cik - затраты на получение и доставку единицы материалов изделий или
конструкций к месту работы;
Cil - затраты по эксплуатации 1-го вида машин и расчете на один машино-
Кp - районный коэффициент к ставкам по заработной плате для
рассматриваемого района страны.
2.4 Определение стоимости строительства
В таблице 4.8 представлен сводный сметный расчет стоимости
строительства подводного перехода МН «ТОН–2» через реку Иртыш методом
наклонно–направленного бурения (ННБ). В таблице 4.9 представлена объектная
смета на строительство трассы нефтепровода. В таблице 4.10 представлена
локальная смета на подготовку дюкера.
Сметная стоимость строительства в ценах 1984 года составляет (см.
- строительных работ: Цс=90105 тыс. руб;
- монтажных работ: Цм =2726 тыс. руб;
- оборудования приспособлений и производственного инвентаря:
- прочих затрат: Цпр =74892 тыс. руб.
Общая сметная стоимость в ценах 1984 года составит:
Ц= Цс + Цм + Цоб + Цпр = 90105+2726+205+74892=169773 тыс. руб.
Определим сметную стоимость строительства в ценах 1991 года. С учетом
коэффициента удорожания К=15 (см. таблицу 4.8) стоимость составит:
- строительных работ: Цс=90105·15=1351575 тыс. руб;
- монтажных работ: Цм=2726 ·15= 4089 тыс. руб;
- оборудования приспособлений и производственного инвентаря: Цоб=205
- прочих затрат: Цпр=74892·15= 112338 тыс. руб.
Общая сметная стоимость в ценах 1991 года составит:
Ц= Цс + Цм + Цоб + Цпр =1351575+4089+3075+112338 =24587 тыс. руб.
Определим сметную стоимость строительства в ценах 2002 года.
В данном дипломном проекте при пересчете из цен 1991 года в текущие
цены были использованы следующие коэффициенты:
КСМР=31742 (КО-Инвест выпуск 41);
Коборудование=42901 (КО-Инвест выпуск 41);
Кпрочие=32221 (КО-Инвест выпуск 41).
Стоимость строительных и монтажных работ с учетом коэффициента
Цс=1351575·31742 =42901693 тыс. руб;
Цм=4089 ·31742 = 12979303 тыс. руб.
Стоимость оборудования приспособлений и производственного инвентаря с
учетом коэффициента К=42901:
Цоб=3075 ·42901=131921 тыс. руб.
Прочие затраты с учетом коэффициента К=32221 составят:
Цпр=112338 ·32221= 3619643 тыс. руб.
Общая сметная стоимость в ценах 2002 года составит:
Ц= Цс + Цм + Цоб + Цпр =42901693+12979303 +131921+ 3619643 =
Кроме того стоимость затрат в текущих ценах составят (см. таблицу
- строительство методом ННБ: 4422479 тыс. руб;
- материалы для бурового раствора: 5761855 тыс. руб;
- аренда бурового оборудования: 4043181 тыс. руб;
- перебазировка бурового оборудования: 45429 тыс. руб;
- утилизация бентонитового раствора: 136035 тыс. руб;
- диагностическое обследование НП: 6058 тыс. руб.
Сметная стоимость реконструкции подводного перехода МН ТОН-2 через
реку Иртыш методом ННБ составляет 2421974 тыс. рублей.

Рисунок 1.10 - схема кожуха.dwg

Рисунок 1.4-Схема футляра
-нефтепровод; 2-футляр; 3-опорно-направляющее кольцо;
-герметизирующая манжета; 5-болтовое соединение; 6-опорный элемент

Фрисрагмент.frw

функцмион схема ТЖИУ.doc

Рисунок 2.4 - Структурная схема электронного датчика давления ТЖИУ 406 СН -
стабилизатор напряжения; Р -измеряемый параметр; ТМ -тензомост; ДУ -
дифференциальный усилитель; БтиР - блок термокомпенсации и регулировки; R1
R2 R3- подстроенные резисторы; ПДИ - переключатель диапазона измерения;
ПНТ - преобразователь напряжения в ток; ГЗ - блок грозозащиты.

Приложение Л посл вар.doc

Удельное электрическое сопротивление грунта различного химсостава при
водонасыщении Ji=0 – 096 и температуре от – 15 °С до + 20 °С
(по данным Е. М. Сергеева)
Вид грунта Удельные электрические
Базальты граниты 400 – 10000
Известняки плотные 40 – 4000
Известняки рыхлые и ракушечные 2 – 200
Конгломераты 9 – 2000
Сланцы глинистые 200 – 900
Песчаники плотные 20 – 1000
Песчаники рыхлые 04 – 14
Глины алюмосиликатные и кварцевые 08 – 20
Глины карбонатные 3 – 30
Рис. Л.1. Зависимость удельного электрического сопротивления грунтов от
водонасыщения: 1 – песок; 2 – супесь; 3 – суглинок; 4 – глина *)
*) по данным Е. М. Сергеева и Л. П. Терентьевой
Рис. Л.2. Зависимость удельного электрического сопротивления красных
тяжелых суглинков и глин от температуры при разных значениях весовой
влажности W: 1 – 65%; 2 – 125%; 3 – 21%; 4 – 302% **)
**) по данным Е. М. Сергеева и Р. И. Злочевской

Характеристика изолированных труб отсканир.doc

Характеристика изолированных труб
РазмерыПлощаМомент МоменМассаоснащенного трубопровода (на 1
трубы дь инерциит пустогм длины) кг
(диаметсечентрубы сопроо
р X X ия см1 тивлетрубоп
толщинатрубы ния ровода
с изоляцией с изоляцией и футеровкой заглушенного с изоляцией
заглушенного с изоляцией и футеровкой заполненного водой с изоляцией и
футеровкой 219x8 530 2954 270 416 433 561 42
332 219x10 656 3591 328 515 532 660 141
7 418 219x11 718 3896 356 564 581 709 190
6 461 325x8 796 10009 616 625 650 838 —200
—252 498 325x9 893 11 156 687 701 725 914 -124
— 176 564 325X10 989 12280 756 777 801 989 —49
— 100 630 325 х 1 1 1085 13383 824 852 876 106.4
+2.6 —25 696 325x12 1179 14464 890 926 950 1139
+ 101 + 49 761 377x8 927 15783 837 728 75.6 974
. -384 —443 580 377x9 1040 17615 934 81.7 845
6.3 —295 —355 657 426x8 1050 22941 1077 825
6 110.2 —595 —663 656 426X9 1178 25627 1203
6 957 1203 —494 —562 744 426 х 10 1306 28273
27 1026 1058 1303 —394 —462 832 426 X 11 1433
880 1450 1126 1157 1403 —294 —362 919 426X12
60 33449 1570 1225 1257 1502 —195 —263 1006
0x65 1068 36608 1381 839 8785 1183 —1360 — 1444
4 530x7 1150 39312 1483 903 942 1247 — 1296 —
81 709 530 -:75 1230 42000 1585 966 1006 1311
— 1233 — 1317 765 530 6 131.1 44 673 1086 103.0
6.9 1374 — 1169 — 1234 82 0 530x85 1392 47 330
86 1093 113.2 1437 — 1106 - 1190 «75 530x9 1472
972 1886 1156 1196 1501 —1043 —1127 931 720x8
8.9 113351 3149 1405 1455 186.8 —2660 —2275 1116
0x9 2009 126987 3527 1578 1632 2044 —2483 —2598
70 720x10 2229 140509 3903 1751 1804 2217 —2310
—2425 1421 720x11 2449 153913 4275 1923 1977 2390
—2138 —2253 1572 720x12 2668 167204 4645 2095
49 2562 — 1966 —2081 1 72 2 720x22 4822 293 940
65 3787 3840 4253 —274 —389 3198 820x9 2292
8451 4596 1800 1861 2331 —3469 -3600 1449 820x10
43 208 622 5088 1998 2058 2528 —3272 —3403 1621
0X11 2794 228 643 5577 2195 2255 2725 —3075
—3206 1793 820x12 3045 248514 6061 2391 2452 2922
—287.8 —3009 1965 820x14 3543 287 809 7020 2783
44 3313 —2486 —2617 2307 820х!6 4039 326512 7964
72 3233 370.3 -2097 —2228 2647 1020X11 3485 443
5 8697 273.7 2813 3585 —5418 —5642 2177 1020x12
98 % 482 463 9460 2983 3059 383.1 —5173 —5396 '
92 1020X14 4422 559 559 Ю972 3473 3549 4322 -4682
—4905 2819 1020X16 5044 635 728 12465 3962 4037
10 -4194 —4417 3246 1020X17 5354 673 467 13205
05 4281 5053 —3951 —4174 3458 1020x20 6280
5314 15398 4932 500.8 5781 —3223 —3446 409.3
20x215 6741 840 473 16480 529.4 5370 6143 —2861
—3085 4409 1220x12 4552 830356 13612 3575 3665
89 —8095 —8362 2867 1220x14 5302 963980 15803
6.4 4254 5178 —750.6 —7773 3.381 1220x152 575.0
3512 17 107 4516 4607 553.0 —715.4 —7421 3688
20x16 6049 096 266 1 7 972 4751 4841 5765 . —6919
—7186 389.3 1220X168 6347 148807 18833 4985 5076
99 —6685 —6952 4097 1220x20 7536 356857 22 244
19 600.9 6933 —5751 —6018 4912 1420X14 6181
7449 21 513 4854 4960 6034 —10958 — 11269 3942
20x17 7489 843000 25958 5882 5987 7061 —9931 —
241 4838 1420X20 879.2 2 154 480 30345 690.5 7011
85 —8908 —921 8 5731
Примечание. трубы принята с учетом следующих данных: 0.6 кг-
площади ПВХ и 760 кг — масса 1 м1 футеровки.
масса! м1 площади ПРДБ: 045 кг — млса ! м1

Приложение Е полностью.doc

Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных магистральных насосов серии
Марка насоса Ротор Диаметр Коэффициенты Q-H характеристики
по формуле (1.12)по формуле
НМ 125-550 10(Qн 266 a= 6016 a0= 58624·102
b= 39666(10-3 a1= 58113·10-1
0 a= 5131 a0= 51117·102
b= 53123(10-3 a1= 34397·10-2
НМ 180-500 10(Qн 270 a= 6274 a0= 61566·102
b= 40254(10-3 a1= 35078·10-1
3 a= 5333 a0= 48976·102
b= 49482(10-3 a1= 52811·10-1
НМ 250-475 10(Qн 305 a= 5668 a0= 52174·102
b= 15542(10-4 a1= 36709·10-1
45 a= 4697 a0= 32121·102
b= 16961(10-4 a1= 12533
НМ 360-460 10(Qн 300 a= 5285 a0= 47351·102
b= 49622(10-4 a1= 47955·10-1
0 a= 5018 a0= 42371·102
b= 71069(10-4 a1= 53348·10-1
0 a= 4446 a0= 38825·102
b= 65900(10-4 a1= 40123·10-1
НМ 500-300 10(Qн 300 a= 3513 a0= 32460·102
b= 22509(10-4 a1= 13386·10-1
5 a= 3156 a0= 27692·102
b= 20430(10-4 a1= 18232·10-1
0 a= 2866 a0= 22992·102
b= 21992(10-4 a1= 27616·10-1
НМ 710-280 10(Qн 312 a= 3677 a0= 29528·102
b= 18537(10-4 a1= 27706·10-1
Продолжение прилож. Е
НМ 710-280 10(Qн 285 a= 3158 a0= 24666·102
b= 20330(10-4 a1= 25861·10-1
НМ 1250-260 07(QН 418 a= 2849 a0= 28400·102
b= 36354(10-5 a1= 39881·10-3
(QН 460 a= 3170 a0= 31554·102
b= 37109(10-5 a1= 61896·10-3
8 a= 2919 a0= 29014·102
b= 39043(10-5 a1= 80864·10-3
5 a= 2689 a0= 26821·102
b= 42540(10-5 a1= 31602·10-3
5(QН 450 a= 3220 a0= 31824·102
b= 21749(10-5 a1= 92879·10-3
НМ 2500-230 05(QН 425 a= 2466 a0= 25182·102
b= 16856(10-5 a1= 58357·10-3
(QН 405 a= 2480 a0= 24992·102
b= 73338(10-6 a1= -39583·10-3
(QН 440 a= 2796 a0= 27869·102
b= 80256(10-6 a1= 19286·10-3
5 a= 2587 a0= 25698·102
b= 85641(10-6 a1= 34286·10-3
5 a= 2364 a0= 23521·102
b= 85604(10-6 a1= 23571·10-3
5(QН 445 a= 2792 a0= 28895·102
b= 52985(10-6 a1= -97389·10-3
НМ 3600-230 05(QН 450 a= 2734 a0= 26913·102
b= 14804(10-7 a1= 99312·10-3
(QН 430 a= 2824 a0= 29072·102
b= 84221(10-6 a1= -15325·10-2
(QН 460 a=3054 a0= 30336·102
b=55960(10-6 a1= 29242·10-3
5 a=2741 a0= 27270·102
b=55879(10-6 a1= 20424·10-3
НМ 3600-230 10(QН 415 a=2472 a0= 24622·102
b=54834(10-6 a1= 18017·10-3
5(QН 470 a=3240 a0= 32400·102
b=52277(10-6 a1= -16017·10-5
НМ 7000-210 05(QН 450 a=2459 a0= 24861·102
b=37674(10-6 a1= -35545·10-2
(QН 475 a=2822 a0= 28694·102
b=30980(10-6 a1= -31431·10-3
(QН 475 a=2951 a0= 30975·102
b=18752(10-6 a1= -61805·10-3
0 a=2625 a0= 27060·102
b=18173(10-6 a1= -19908·10-3
0 a=2409 a0= 24005·102
b=19873(10-6 a1= -32576·10-3
5(QН 490 a=3233 a0= 34510·102
b=14795(10-6 a1= -49966·10-3
НМ 10000-210 05(QН 475455 a=2650 a0= 27879·102
b=20560(10-6 a1= -83036·10-3
(QН 506486 a=3048 a0= 30444·102
b=21443(10-6 a1= 74362·10-4
(QН 505495 a=2937 a0= 25640·102
b=87817(10-7 a1= 10411·10-2
5475 a=2801 a0= 24768·102
b=87549(10-7 a1= 82500·10-3
0460 a=2645 a0= 22631·102
b=86302(10-7 a1= 97429·10-3
5(QН 530 a=3645 a0= 35283·102
b=94947(10-7 a1= 30036·10-3
0 a=3585 a0= 33160·102
b=96470(10-7 a1= 44270·10-3
5 a=3451 a0= 32381·102
b=99839(10-7 a1= 48780·10-3

Приложение П карта6.doc

РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Продолжение прилож. П
ПО СРЕДНЕЙ МЕСЯЧНОЙ ТЕМПЕРАТУРЕ ВОЗДУХА(С В ИЮЛЕ

Титульник.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа»
РЕЦЕНЗЕНТ ДОПУЩЕН К ЗАЩИТЕ
МП подпись д-р техн.наук проф.
РЕКОНСТРУКЦИЯ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА ЧЕРЕЗ РЕКУ ИРТЫШ
Пояснительная записка
к дипломному проекту
ДИПЛОМНИК гр. МТ-99-03 И.Р. ХАЛИМОВ
РУКОВОДИТЕЛЬ ПРОЕКТА
преподаватель В.Н. МУФТАХОВА
по технологической части
канд. техн. наук доц. М.Ю. ПРАХОВА
экологичности проекта
канд. техн. наук доц. М.А. ГАЛЛЯМОВ
по экономической части
канд. экон. наук доц. И.А. СОЛОВЬЕВА

содержание.doc

Задание на дипломное проектирование
Технологическая часть 9
1 Характеристика района строительства 9
1.1 Гидрологическая характеристика реки Иртыш 11
2 Выбор способа ремонта 12
3 Технологические решения по реконструкции 16
4 Подготовительные работы 17
4.1 Автомобильные дороги 17
4.2 Устройство рабочих строительных площадок 18
4.3 Система рециркуляции бурового раствора 24
5 Производство основных работ 28
5.1 Подготовка дюкера 28
5.2 Бурение пилотной скважины 35
5.3 Расширение скважины 39
5.4 Протаскивание дюкера 42
6 Демонтажные работы 44
7 Стыковка проектируемого нефтепровода с
существующими береговыми участками 45
8 Испытание трубопровода 48
9 Технологические захлесты трубопровода 49
10 Расчет на прочность трубопровода укладываемого
11 Расчет на прочность трубопровода для береговых участков 56
12 Расчет на устойчивость трубопровода против всплытия 61
13 Расчет тягового усилия протаскивания
трубопровода в скважину 64
13.1 Расчет тягового усилия протаскивания дюкера
при 100 % заполнении трубопровода водой 65
13.2 Расчет тягового усилия протаскивания дюкера
при частичном заполнении трубопровода водой 68
13.3 Проверка трубопровода на пластические деформации
в процессе протаскивания 71
13.4 Определение числа опор 72
1 Выбор и обоснование объекта автоматизации 75
2 Автоматизация узлов задвижек 75
3 Описание используемых приборов 77
3.1 Электронный датчик давления типа ТЖИУ 77
3.2 Поплавковый магнитный переключатель ПМП - 052 79
3.3 Акустический сигнализатор прохождения
разделителей СПРА – 4 82
Безопасность и экологичность проекта 88
1.1 Производство работ в охранной зоне действующих
подземных и наземных коммуникаций 90
1.2 Земляные работы 93
1.3 Откачка нефти из отсеченного участка нефтепровода 95
1.4 Вырезка плети подъем из траншеи 97
1.5 Сварочно–монтажные работы 99
1.6 Организационные мероприятия 101
2 Промышленная безопасность 102
2.1 Идентификация опасностей 103
2.2 Мероприятия по ликвидации последствий возможных аварий 104
2.3 Противопожарная безопасность 107
3 Экологичность проекта 108
Экономическая часть 110
1 Анализ производственно – хозяйственной деятельности
1.1 Анализ объемов перекачки нефти 111
1.2 Анализ себестоимости перекачки нефти 112
1.3 Анализ использования трудовых ресурсов 116
2 Сметный анализ 117
2.1 Общие понятия 117
2.2 Определение сметной стоимости строительных работ 120
2.3 Определение удельных прямых затрат
на строительные работы 121
2.4 Определение стоимости строительства 121
Список использованных источников 133

Документ Microsoft Word.doc

2.5. Расчеты соединительных деталей трубопроводов
Оценку уровня напряженно-деформированного состояния и
расчетную толщину стенки соединительных деталей: отводов тройников
переходников и днищ необходимо производить согласно рекомендациям СНиП
05.06-85* [114] и Справочника [68].
Отводами называются криволинейные участки
предназначенные для изменения направления оси трубопровода. По способу
изготовления различают отводы гнутые гладкие изготовленные из труб путем
протяжки в горячем состоянии гнутые при индукционном нагреве
штампосварные из двух половин отвода сварные симметричные.
Основным силовым воздействием на отвод является внутреннее давление
максимальными напряжениями являются кольцевые наиболее нагруженные волокна
расположены на выпуклой внешней стороне отвода. Для них максимальные
где [pic] - кольцевые напряжения от действия расчетной нагрузки –
внутреннего давления определяемые для номинальной толщины стенки отвода
[p [pic] [pic]- соответственно наружный и
внутренний диаметры отвода.
В крутоизогнутых отводах при [pic] максимальные напряжения в 13 раза
больше чем в прямой трубе той же толщины. С увеличением радиуса изгиба оси
напряжения уменьшаются и при [pic] приближаются к напряжениям в прямой
Максимальные напряжения можно определить также по формуле:
где [pic] - коэффициент несущей способности отводов (табл. 2.16).
Коэффициент несущей способности отвода
Отношение радиуса изгиба оси отвода к 10 15 20
его наружному диаметру
Коэффициент несущей способности отвода130 115 100
Расчетную толщину отвода [pic]следует определять по формуле:
где [pic]- расчетное сопротивление стали отвода.
Далее полученное значение [pic] округляется в большую сторону до
ближайшего номинального значения [pic] но не менее 4 мм.
В тех случаях когда стали соединяемых труб и отвода имеют разные
значения [pic] для обеспечения равнопрочности трубопровода необходимо
где [pic]- номинальная толщина стенки трубопровода.
При невозможности выполнения этого требования а также при разности
толщин [pic] и [pic] отличающихся более чем в 15 раза необходимо
предусмотреть переходные кольца (катушки).
5.2. Расчет тройников
По способу изготовления различают тройники горячей
штамповки штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей
штамповки тройники сварные без специальных усиливающих элементов и
тройники сварные усиленные накладками (рис. 2.17 2.18).
Длина сварных тройников должна быть равна не менее чем двум наружным
диаметрам ответвления [pic] длина ответвления не усиленных сварных
тройников должна быть не менее 05 [pic]но не менее 100 мм. Общая длина
цельноштампованных тройников должна быть не менее [pic]+200 мм а высота
ответвления – не менее 02[pic] но не менее 100 м. Радиус закругления в
области примыкания ответвления должен быть не менее 01[pic].
Рис.2.17. Сварной неусиленный тройник:
– магистральный трубопровод; 2 - отвод
Рис.2.18. Тонкостенный сварной тройник усиленный накладками:
– магистральный трубопровод: 2 – отвод; 3 – усиливающие накладки; 4 –
Ширина накладки усиленного тройника на магистрали и на ответвлении
должна быть не менее 04[pic] а толщина накладок приниматься равной
толщине стенки усиливаемого элемента. Для тройников с отношением диаметра
ответвления [pic]к наружному основной трубы (магистрали) [pic]менее 02
накладки не предусматриваются а с отношением менее 05 накладки не
предусматриваются на ответвлении.
Расчетную толщину стенки магистрали тройника [pic]можно определить по
где [p [pic]- коэффициент
несущей способности тройника принимаемый по графику (рис.2.19).
Расчетная толщина стенки ответвления [pic]определяется по формуле:
Рис.2.19. График для определения несущей способности тройников (т:
– для сварных без усиливающих накладок; 2 – для штампованных и
штампосварных; 3 – для тройников с усиливающими накладками
Определенные по формулам (2.127) и (2.128) значения [pic] и [pic]
округляются в большую сторону до ближайших номинальных значений [pic] и
[pic]но не менее 4 мм.
5.3. Расчет переходников
По способу изготовления различают следующие типы
переходников: конические концентрические штампованные и штампосварные.
Длина переходников должна удовлетворять условию:
где [p [pic]- угол наклона
образующей переходника принимаемый менее 12°; а – длина цилиндрической
части на концах переходника равная от 50 до 100 мм.
Толщину стенки переходников [pic]следует рассчитывать по большему
где [p [pic]- расчетное
сопротивление стали переходника; [pic]- коэффициент несущей способности
переходника равный 10.
Затем значение [pic] округляется в большую сторону до ближайшего
Рис.2.20. Конический переходник
Наиболее напряженными сечениями таких переходников являются 1 и П
(рис.2.20). В сечении I кольцевые напряжения:
В сечении II соответственно:
В сечении I продольные напряжения:
При выводе указанных формул принято что сечения I и II расположены
друг от друга на расстоянии превышающем величину [pic] и не испытывают
взаимного влияния. Коэффициенты m представляют собой отношение толщин:
Константы определяются по формулам:
Причем при расчете напряжений в сечении 1 коэффициент m принимается
равным m1 в сечении II коэффициент m принимается равным m2.
Здесь N – продольная растягивающая сила обусловленная внешними
воздействиями и внутренним давлением; M – изгибающий момент действующий на
Днища (заглушки) имеют эллиптическую или близкую к ней
форму. Рекомендуемые размеры:
высота цилиндрической части 04Dн;
радиус эллиптической части [pic]
радиус перехода цилиндрической части в эллиптическую r>Dн где Dн –
наружный диаметр трубопровода.
Расчетная толщина стенки [pic] определяется из условия прочности самой
напряженной цилиндрической части днища:
где [pic]- расчетное сопротивление стали из которой изготовлено днище.
Меридиональные [pic] и кольцевые [pic]напряжения в эллиптической
части днища от действия нормативной нагрузки – внутреннего давления
определяются по формулам:
6.Расчет радиусов упругого изгиба на криволинейных
Магистральный трубопровод любого диаметра и назначения
имеет криволинейные участки в горизонтальной и вертикальной плоскостях что
обуславливается необходимостью обхода различных препятствий рельефом
местности и наличием различных переходов через естественные и искусственные
препятствия. Повороты могут осуществляться при помощи упругого (свободного)
изгиба а также при помощи вварки кривых труб изготовленных в холодном
состоянии на трубогибочных станках или крутоизогнутых вставок
изготовленных методом горячей штамповки или сваренных из отдельных
6.1. Горизонтальный поворот
Поворот трубопровода в горизонтальной плоскости
характеризуется следующими параметрами (рис.2.21):
[pic] - угол поворота – угол между новым направлением трассы и
продолжением старого направления;
Б – биссектриса кривой
Рис.2.21. Параметры горизонтального поворота:
НК – начало кривой; КК – конец кривой; ВУ – вершина угла
Поворот в горизонтальной плоскости образуется путем приложения к
будущему криволинейному участку некоторой монтажной нагрузки Р при этом
изгибаемый участок трубопровода длиной ( представляет собой консоль
нагруженную на конце сосредоточенной силой Р создаваемой например
трубоукладчиком (рис.2.22). Изогнутая ось консоли имеет форму параболы с
переменным по длине радиусом кривизны минимальное значение которого имеет
место в точке условного защемления трубопровода.
Радиус упругого изгиба трубопровода в горизонтальной плоскости из
условия прочности определится выражением:
где [pic]- максимально допустимые напряжения изгиба определяемые как
имея ввиду что при положительном значении величины [pic] коэффициент
[pic]принимается равным единице а при отрицательном рассчитывается по
Рис.2.22. Расчетная схема горизонтального поворота
Усилие необходимое для изгиба трубопровода равно:
Траншея при горизонтальном повороте отрывается по дуге окружности
характеризуемой уравнением:
Получаемое несоответствие между изогнутой осью трубопровода и осью
траншеи должно удовлетворять условию вписываемости трубы в траншею. Как
показывают расчеты наибольшее расхождение осей трубопровода и траншеи
достигается в точке [pic]
и не должно превышать допустимого значения
где В – ширина траншеи по дну; Dн.и – диаметр заизолированного
трубопровода; P – усилие необходимое для изгиба трубопровода определяемое
Если трубопровод не вписывается в траншею т.е. не выполняется
условие (2.160) следует увеличить ширину траншеи по дну В или уменьшить
длину изгибаемого участка ( осуществляя требуемый поворот изгибом
нескольких участков меньшей длины.
6.2. Вертикальный поворот
Различают вертикальный поворот на вогнутом рельефе
местности (рис. 2.23) и вертикальный поворот на выпуклом рельефе
местности (рис.2.24).
Рис.2.23. Расчетная схема вертикального поворота на вогнутом рельефе
Рис.2.24. Расчетная схема вертикального поворота на выпуклом рельефе
Радиусы поворотов трубопровода в вертикальной плоскости определяются
из двух условий: условия прочности и условия прилегания трубопровода ко дну
траншеи под действием собственного веса. Поскольку ось трубопровода
изогнутого под действием собственного веса представляет параболу а профи
дна траншеи – дугу окружности зависимости предложенные ниже составлены с
учетом того что в точке наибольшей кривизны трубопровода радиус упругого
изгиба был больше или равен величине определяемой по табл.2.10.
На вогнутом рельефе местности радиус [pic] из условия прочности
определяется по формуле:
из условия прилегания ко дну траншеи – по формуле:
где [p qтр – расчетная нагрузка от
собственного веса трубопровода qтр=qм + qиз.
На выпуклом рельефе местности радиус [pic] из условия прочности
Пример 2.8. Рассчитать отвод от газопровода диаметром Dн=102 м и
давлением [pic]=74 МПа.
Исходные данные: Dн.от=Dн радиус изгиба оси отвода R=15 м;
R1от =R1=3956 МПа коэффициент надежности по нагрузке np=11.
Коэффициент несущей способности отвода по табл. 2.16 при отношении
Расчетная толщина стенки отвода по формуле (2.125)
По сортаменту на трубы ближайшая большая толщина [pic] Соответственно
Dвн.от=1020-2123=9954 мм.
Кольцевые напряжения по формуле (2.123)
Максимальные напряжения в отводе по формулам (2.122) и (2.124)
Пример 2.9. Рассчитать тройник с усиливающими накладками в котором диаметр
магистрали Dнм=1020 мм диаметр ответвления Dно=530 мм прочностные
характеристики стали марки 10Г2ФБЮ для магистрали R1м=3956 МПа и стали
марки 13ГС [pic] для отвода.
Расчетное сопротивление металла отвода по формуле (2.34)
Коэффициент несущей способности тройника [pic] (рис.2.19).
Расчетная толщина стенки магистрали согласно формулы (2.127)
Принимаем номинальную толщину стенки магистрали тройника
Расчетная толщина стенки ответвления в соответствии с формулой
Принимаем номинальную толщину стенки ответвления тройника [pic]
Пример 2.10. Рассчитать эллиптическую заглушку для трубопровода с
наружным диаметром Dн=102 м. Расчетное сопротивление стали
R1Д=39567 МПа рабочее давление р=74 МПа коэффициент надежности по
нагрузке np=11 общая высота Н=041 м.
Расчетная толщина стенки заглушки по формуле (2.149)
округляем до ближайшего номинального значения [pic]
Меридиональные и кольцевые напряжения рассчитаем по формулам
Пример 2.11. Определить радиусы упругого изгиба трубопровода на
поворотах в горизонтальной и вертикальной плоскостях.
Исходные данные:Dн = 1020 мм; [p qтр = 3418 Нм;
I = 494·10-3 м4; [p В = 152 м; (=
о-5о; (= 36 м × 3 = 108 м.
Минимальный радиус упругого изгиба из условия прочности при
в горизонтальной плоскости по формуле (2.155)
в вертикальной плоскости на вогнутом рельефе местности по формуле
в вертикальной плоскости на выпуклом рельефе местности по формуле
Усилие необходимое для изгиба трубопровода в горизонтальной
плоскости по формуле (2157)
Рис.2.26. График для определения радиусов упругого изгиба трубопровода в
вертикальной плоскости:
– границы зоны допустимых радиусов на вогнутом рельефе; 2 – границы зоны
допустимых радиусов на выпуклом рельефе
Наибольшее расхождение осей трубопровода и траншеи по формуле
Проверяем условие (2.160)
428025 м следовательно криволинейный участок на горизонтальном
повороте вписывается в траншею.
Радиусы поворотов в вертикальной плоскости из условия прилегания
трубы ко дну траншеи на вогнутом рельефе местности по формуле (2.162) и на
выпуклом рельефе местности по формуле (2.164) следующие:
[pic] град 1 2 3 4 5
[pic]вогм 2089 1316 1004 829 714
[pic]выпм 1998 1260 960 793 683
Как видно радиусы поворота трубопровода в вертикальной плоскости
полученные из условия прилегания трубопровода ко дну могут быть в
зависимости от угла поворота ( больше или меньше радиусов рассчитанных из
условия прочности. В этом случае следует выбрать больший по значению. Для
облегчения задачи строятся графики с обозначением зон допустимых радиусов

3 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА.doc

3 ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТА
1 Обоснование выбора темы
В технологической части данного дипломного проекта большая часть
посвящена капитальному ремонту на подводном переходе через реку Чумляк.
При проведении капитального ремонта следует учитывать различные
факторы приводящие к возникновению особенностей труда которые заключаются
– трубопровод пересекается с естественным препятствием;
– ремонтируемый участок находится в одном технологическом коридоре с
несколькими трубопроводами;
– в зоне выполнения ремонта проходят коммуникации которые имеют
большое хозяйственное значение и являются составной частью
ремонтируемого нефтепровода (линии электропередачи кабели
связи телемеханики и т.д.);
– проходящие в зоне ремонта коммуникации и сам ремонтируемый
трубопровод предназначены для транспортировки взрывопожароопасных и
экологически агрессивных веществ и т.д.
Анализ причин несчастных случаев показывает что одними из опасных
сложных и ответственных работ при проведении капитального ремонта на
подводном переходе являются:
– земляные работы по вскрытию нефтепровода;
– холодная врезка в действующий нефтепровод при помощи специального
– откачка нефти из отсеченного участка;
– вырезка плети ППМН подъем из траншеи;
– протаскивание трубопровода;
– сварочно–монтажные работы и др.
Поэтому необходимо уделить наибольшее внимание вопросам безопасности
труда пожарной безопасности и охраны окружающей среды при выполнении выше
2.1 Взрывоопасность и пожароопасность углеводородных паров нефти в
При производстве капитального ремонта ППМН возможны ситуации связанные
с утечкой нефти например при откачке из заменяемого участка после чего
так как нефть обладает хорошей испаряемостью и летучестью ее паров то
позволяет им в короткое время достигать взрывоопасной концентрации и
привести при наличии источника воспламенения к пожару или взрыву. Также в
траншеи производят соединение нового трубопровода с действующим который
опорожнен от нефти но с высокой концентрацией ее паров.
Показатели пожароопасности нефти приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Пожароопасные свойства нефти
Продукт Температура °С Нижний предел
Нефть вспышки самовоспламенения мгл %
В таблице 3.2 представлена категория и группа получающейся
взрывоопасной смеси.
Таблица 3.2 – Распределение взрывоопасных смесей по категориям и
группам по ГОСТ 12.1.011 – 78
Вещество образующее с воздухом Категория и группа взрывоопасных
взрывоопасную смесь смесей
Здесь IIА – категория смеси соответствующая промышленным парам нефти
Т3 – группа соответствующая температуре самовоспламенения свыше
Источниками воспламенения при работах могут быть: сварочные агрегаты
короткое замыкание в электропроводке ремонтного оборудования брошенные
спички и сигареты и т.д.
Концентрация горючих паров на участке не должна превышать предельно-
допустимой взрывоопасной концентрации (ПДВК) т.е. 05 % от нижнего предела
воспламенения газа в воздухе. Контроль воздушной среды производят
газоанализатором. Если концентрация горючих газов превышает ПДВК то
прекращаются все работы люди отводятся в безопасные места и приводятся в
готовность средства пожаротушения. После устранения причин загазованности
работа возобновляется.
Летучие пары нефти обладают токсичным действием. Они вызывают у людей
отравления. Наиболее характерные признаки интоксикации организма являются:
слабость быстрая утомленность головная боль раздражительность судороги
Учитывая степень токсичности физико-химические свойства нефти согласно
требованиям санитарии в воздухе рабочей зоны устанавливаются предельно-
допустимые концентрации вредных веществ согласно ГОСТ 12.1.005-88.
Вредные свойства углеводорода входящего в состав нефти
характеризуются: ПДК – 300 мгм3 класс опасности – 4.
Вредное воздействие нефти на организм человека определяется ее физико-
химическими свойствами которые приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Физико–химические свойства нефти
Физико–химические свойства Величина
Кинематическая вязкость мм2с 23
Содержание серы % 12
Концентрация хлористых солей мгл Менее 40
Согласно ГОСТ 9965–76 данная нефть относится к 1А группе по содержанию
хлористых солей 2 классу (сернистая нефть) по содержанию серы и второму
типу (средняя) по плотности.
2.3 Инженерно-организационные меры по обеспечению безопасности
производства работ при проведении капитального ремонта трубопровода на
Перед началом производства данной работы необходимо оформить наряд-
допуск в соответствии с «Инструкцией по организации безопасного проведения
О ходе работ следует докладывать диспетчеру нефтепроводного управления
через каждые 2 часа.
При вскрытии котлована (траншеи) обеспечить необходимую крутизну
откосов. Согласно геодезических изысканий грунт на участке производства
работ – глина. Крутизна откосов траншеи 1:025 не более 63( «Правила
безопасности при эксплуатации МН». Грунт располагать 05 м от бровки
траншеи. Для обеспечения быстрого выхода людей из котлована (траншеи) при
всех видах работ устанавливать не менее 2 лестниц в противоположных концах
котлована (траншеи) с каждой стороны трубопровода из расчета 2 лестницы на
человек. Лестницы устанавливать с уклоном 1:3 с планками закрепленными
Обеспечить отбор проб газоанализатором в соответствии с инструкцией по
эксплуатации газоанализатора и инструкцией по отбору проб.
На месте производства работ постоянно иметь пожарный автомобиль с
запасом пенообразователя и воды и первичные средства пожаротушения.
Определить место и порядок стоянки неиспользуемой техники жилых
вагончиков. Место отдыха и курения не ближе 100 м от котлована (траншеи) с
наветренной стороны. Места стоянок отметить табличками.
Все работы производить в спецодежде спецобуви и защитных касках с
использованием индивидуальных средств защиты согласно табелю оснащения
Место работ в пределах охранной зоны обеспечить знаками безопасности и
Аварийные автомобили машины механизмы и средства радиосвязи
необходимо располагать с наветренной стороны по отношению к рабочим
котлованам (траншее) на расстоянии не ближе 50 м. Не располагать технику
над осью трубопровода. Перекачивающий насосный агрегат располагать не ближе
м от собираемой нефти или мест разгерметизации нефтепровода (от места
откачки и закачки нефти).
2.4 Земляные работы по вскрытию нефтепровода
Перед началом выполнения данной работы оформить наряд-допуск согласно
Инструкции по организации безопасного производства газоопасных работ.
Работы производить в соответствии с РД 39-110-91 по которому следует
провести инструктаж работающих с записью в наряде-допуске.
Трассоискателем или шурфованием определить ось траншеи и глубину
заложения нефтепровода установить указатели с обозначением глубины
заложения а также установить указатели в местах пересечения с другими
подземными коммуникациями.
Выставить средства первичного пожаротушения в местах удобных для
быстрого применения. Перед началом и в процессе работ (через каждый час)
вести контроль за состоянием воздушной среды в котловане (траншее).
При проведении земляных работ ремонтные бригады укомплектовываются
землеройной техникой. Работы по снятию и восстановлению плодородного слоя
разработке и засыпке ремонтного котлована выполняются экскаваторами
(«Хитачи» «Татра») и бульдозерами ( «Катерпиллер» «Комацу»).
Грунт разрабатывать экскаватором с 2-х сторон трубы не ближе 15-20 см
от верхней и боковых образующих не допускать нахождение людей в траншее и
ближе чем на 5 м от ковша экскаватора [14]. Расстояние от основания откоса
до гусениц экскаватора должно быть не менее 15 м. Дальнейшую разработку
производить вручную лопатами избегая резких ударов по трубе.
Если при вскрытии трубопровода появилась течь нефти прекращаются
вскрышные работы глушат экскаваторы и работающие вблизи выхода нефти
механизмы персонал удаляется из опасной зоны. Место разлива нефти
ограждают сигнальными флажками и указателями.
При появлении трещин на стенках траншеи грозящих обвалами рабочие
покидают траншею и принимаются меры против обрушения грунта (укрепление
стенок траншеи – металлическими или деревянными шпунтами срезание грунта
для увеличения откосов и т.д.).
Глубина котлована должна быть не менее чем на 05 – 06 м ниже трубы.
Извлеченный грунт располагать не ближе 1м от края котлована.
Так как глина относится к связным грунтам то допускается отрывать
траншеи в таких грунтах с вертикальной стенкой.
На участке перехода нефтепровода через реку Чумляк подводная траншея
устраивается с откосом 1:15 что связано с размыванием грунта течением
При наличии грунтовых вод в траншее необходимо сделать приямок и
обеспечить откачку воды.
2.5 Холодная врезка в нефтепровод
Перед началом производства данной работы оформить наряд-допуск в
соответствии с «Инструкцией по организации безопасного проведения
газоопасных работ» а работы выполнять в соответствии с требованиями и
по безопасности труда при эксплуатации машинок без огневой резки труб
№31 ВР» по которым провести инструктаж работающих с записью в наряде-
Перед началом и в процессе работ вести контроль за состоянием воздушной
среды с помощью газоанализатора при необходимости обеспечить
принудительную вентиляцию котлована (траншеи). На месте производства работ
иметь пожарный автомобиль с запасом пенообразователя и воды развернуть
пожарный рукав с подключенным ГПС-600.
быстрого применения.
Приварка патрубка к работающей трубе разрешается при давлении не выше 2
Проверить наличие и целостность заземляющей жилы на электродвигателе
наличие смазки в редукторе соединить электродвигатель приспособлением с
источником энергии проверить работу всех механизмов на холостом ходу
начиная с направления вращения фрезы.
Вести постоянный контроль за состоянием откосов траншеи.
Перед началом монтажа приспособления к задвижке необходимо в
приваренный патрубок и зубья фрезы обильно ввести консистентную смазку.
Во время работы следить за плавностью подачи затяжкой фланцевых
соединений сальниковыми уплотнениями работой электродвигателя.
Категорический запрещается устранять неисправность на работающем
Во время производства работ по монтажу приспособления и резке в
котловане (траншеи) нахождение лиц не принимающих непосредственное участие
в работе запрещается.
Около щита управления должен постоянно находиться дежурный.
Демонтаж приспособления производить только при отключенном
электродвигателе и закрытой задвижке на патрубке.
2.6 Откачка нефти из отсеченного участка нефтепровода в МН ТОН – 2
с требованиями Правил и «Инструкции по безопасности при обслуживании
специальных агрегатов ЦА-320 ПНА» по которым провести инструктаж
работающих с записью в наряде-допуске.
На месте производства работ иметь пожарный автомобиль с запасом
пенообразователя и воды развернуть пожарный рукав с подключенным ГПС-600.
Иметь первичные средства пожаротушения: кошму лопаты. Огнетушители в
местах удобных для быстрого применения.
ПНА установить на ровной площадке на расстоянии не менее 50 м от
Для выполнения погрузочно-разгрузочных работ члены бригады должны
пройти дополнительный инструктаж по технике безопасности.
ПНА и подпорные насосы заземлить у поста управления ПНА положить
диэлектрический коврик. Работа ПНА с подпорным насосом при давлении на
всасывание подпорного насоса выше атмосферного запрещается. ПНА обеспечить
Обвязку основного и подпорного насосов к нефтепроводу ТОН – 2 и
ремонтируемому участку производить таким образом чтобы исключить течь
нефти через уплотнения и самопроизвольное рассоединение элементов обвязки.
При работе в ночное время для освещения использовать взрывозащищенные
светильники с напряжением питания не более 12 В.
После установления режима работы необходимо следить за рабочим
давлением за герметичностью в соединениях приемного и напорного
Во время работы агрегата проходы на платформе не должны загромождаться.
Осмотр и ремонт электродвигателей и насосов производить только после
полной их остановки.
2.7 Вырезка плети ППМН подъем из траншеи
требованиями правил и «Инструкции по безопасности труда при эксплуатации
машинок безогневой резки труб №31 ВР» по которым провести инструктаж
Произвести контроль уровня загазованности с помощью газоанализатора и
обеспечить принудительную вентиляцию траншеи при превышении допустимой
До начала работ отключить СКЗ. Во избежание создания опасной разности
потенциалов между концами разрезаемого трубопровода установить кабельную
перемычку сечением по меди не менее 200 мм2. Убедиться в отсутствии
избыточного давления нефти в трубе.
Подготовить площадку для установки трубоукладчика.
Установку трубоукладчика производить на заранее спланированную площадку
на расстоянии не менее 15 м от бровки.
Проверить надежность строповки вырезаемого участка.
Обеспечить отрезные машинки стационарной системой охлаждения фрезы
водой. Систему располагать на бровке котлована. Фрезу поливать непрерывно и
Не допускать во время резки нахождение людей в траншее. Любой осмотр и
корректировку работы отрезной машинки производить после отключения машинки
с пульта управления. На каждом работающем в траншее должны быть (при
необходимости) средства индивидуальной защиты органов дыхания спасательный
пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к нему прочной веревкой
конец которой должен держать наблюдающий находящийся на бровке траншеи.
Выемку плети производить трубоукладчиком при отсутствии людей в
траншее используя исправные грузозахватные приспособления и аттестованных
стропальщиков. При перемещении плети для удержания ее в безопасном
положении применять оттяжки.
2.8 Протаскивание трубопровода
Операция по протаскиванию является основной завершающей большой
объём подготовительных работ поэтому её выполнение проводят очень
Перед началом протаскивания руководитель работ должен:
- провести инструктаж всего персонала занятого на укладке
- лично убедиться в надежном креплении механизмов;
- проверить исправность тяговового каната надежность крепления на
тяговом средстве и трубопроводе;
- проверить исправность связи и отработать отдельные сигналы.
О начале протаскивания трубопровода руководитель работ подает сигнал
который виден или слышен на всех рабочих местах перехода. При протаскивании
необходимо прикладывать нагрузку на трос только после того как выбрана вся
Операция связана с использованием в ней нескольких строительных машин:
трубоукладчики и тяговое средство (здесь в качестве тягового средства
используется лебёдка ЛП–151 в соответствии с расчетом).
Так как не согласованные действия этих машин или потеря устойчивости
одной из них может привести к травматизму персонала поломке и аварии
техники разрушению протаскиваемой нитки трубопровода то все строительные
машины должны обеспечиваться приборами сигнализирующими о возможных
отклонениях от нормального режима эксплуатации. Сигнализация может быть
звуковая цветовая или знаковая.
Во время протаскивания не разрешается вести какие-либо работы в
условиях перехода кроме работ непосредственно связанных с укладкой.
Работы по укладке разрешается выполнять только в светлое время суток.
Тяговый канат должен иметь сертификат завода изготовителя или
свидетельство об испытании.
Тяговое средство должно устанавливаться на ровной площадке на
расстоянии не менее 25 м от уреза берега.
2.9 Сварочно–монтажные работы
Монтажная площадка насыщена транспортными средствами и грузоподъемными
механизмами электроустановками и сварочным оборудованием при эксплуатации
которой возможен травматизм.
Для ручной электродуговой сварки существует несколько опасных факторов
воздействий на сварщика: поражение электрическим током при прикосновении
человека к токовыводящим частям электрической цепи; поражение лучами
электрической дуги глаз и открытой поверхности кожи; ожоги от капель брызг
металла и шлака при сварке; взрыва в результате проведения сварки вблизи
легковоспламеняющихся и взрывоопасных веществ; травмы различного рода
механического характера при подготовке трубопровода к сварке и в процессе
Корпуса источников тока машин аппаратных ящиков электродвигателей
щитов ограничителей-приставок и металлические площадки на которых
выполняются работы необходимо заземлить а на видном месте вывесить
надпись: «Без заземления не включать!». Не допускается одновременное
устройство защитного заземления и зануления сети питающейся от одного
Сварочная установка должна иметь автоматические выключатели в
магистральном проводе сварочной цепи и предохранители на каждом ответвлении
Ультрафиолетовое излучение вызывает ожоги глаз и кожи инфракрасное
может вызвать помутнение кристаллика глаза. Воздействие излучения дуги
вредно не только для сварщиков но и для подручных рабочих.
Для предотвращения поражения глаз необходимо применять защитные стекла
- наиболее темные сварщикам и более светлые вспомогательным рабочим.
Светофильтры выбираются в соответствии с требованиями ГОСТ 9411-81*Е.
Защитные стекла вставляются в щитки и маски снаружи закрывают простым
стеклом для предохранения их от брызг расплавленного металла.
Спецодежда для сварщиков должна надежно защищать рабочих от искр и
брызг расплавленного металла повышенных температур теплового излучения
механических воздействий влаги холода.
Попадание в среду с большим попаданием газов может вызвать отравление
вплоть до смертельного. При выполнении сварочных работ такими местами могут
быть пространства под шлем-маской и рядом с трубопроводом при сварке.
Загрязненность воздуха вредными газами не должна превышать предельно
допустимой концентрации ПДК по ГН 2.25-689-98 указанных в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Предельно допустимые концентрации
Загрязненность газами ПДК мгм3
Фтористые соединения 0.5
Аэрозоли общей концентрации 4
Простейшим фильтрующим средством защищающим органы дыхания от газов
аэрозолей и пыли является респиратор ШБ-1 “Лепесток” (Лепесток-5 защищает
от пыли при концентрации не превышающей ПДК в 5 раз).
Респираторами нужно пользоваться при наличии опасности отравления
ядовитыми парами образующимися при сварке. Средства индивидуальной защиты
должны быть сосредоточены в специальном пункте выдачи хранения и
эксплуатации средств индивидуальной защиты.
Вблизи мест производства должны находится аптечки содержащие
медикаменты необходимые для оказания первой медицинской помощи при ожогах
отравлении ушибах порезах и тому подобное. Рядом вывешивают рекомендации
по оказанию первой помощи пострадавшим.
3 Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях
В целях предупреждения аварий (течи нефти пожара и т. д.) на
нефтепроводе до начала работ по ремонту УХРСУ разрабатывается и
согласовывается с главными специалистами КНУ и НПС «Медведское»
мероприятия обеспечивающие безопасное ведение работ и сохранность
действующего нефтепровода. В данных мероприятиях должны быть предусмотрены:
– порядок производства работ в охранной зоне;
– снижение давления в действующем нефтепроводе;
– места переезда машин через трубопроводы;
– меры предупреждающие просадку трубопровода и грунта;
– приведение в порядок отключающих задвижек и др.
Ликвидация аварий и пожаров при ремонте нефтепровода производится на
основании плана ликвидации возможных аварии (ПЛВА) в котором приведён план
совместных действий подразделений КНУ и администрации района по землям
«Уралсибнефтепровод».
Согласно ПЛВА действия персонала КНУ и администрации района при
возникновении возможной аварии заключаются в следующем:
– на место аварии направляется аварийно восстановительная служба
НУ под руководством ответственного за ликвидацию аварии согласно
приказу по управлению;
– по прибытию на место аварии ответственный руководитель
оценивает степень риска и масштабы аварии для определения
дополнительного количества техники и рабочего персонала;
– ответственный руководитель совместно с администрацией района
определяют необходимое количество сил и средств выделяемых
предприятиями района и направляют их под руководство аварийно
восстановительной службы на место аварии;
– дальнейшие действия производить согласно ПЛВА составленного на
месте возникновения аварии исходя из конкретной аварийной
– при авариях с тяжелыми последствиями связанными с затоплением
населенных пунктов попаданием нефти в водоемы возникновении
пожаров администрация района должна:
организовать эвакуацию населения персонала хозяйственных промышленных
объектов согласно плану по чрезвычайной ситуации района;
привлечь людские материальные ресурсы местных предприятий воинских
частей формирований гражданской обороны медицинских учреждений и другие
силы необходимые для устранения аварии и её последствий совместно с
аварийно восстановительной службой управления.
При угрозе безопасности движения по автомобильным дорогам по получению
сообщения об аварии районная государственная инспекция безопасности
дорожного движения принимает меры для перекрытия движения по автодороге в
опасной зоне аварии и совместно с привлеченными силами организует объезд
4 Экологичность проекта
Современные условия работы трубопроводного транспорта нефти
характеризуются естественным старением основных фондов повышением
требований к их экологической безопасности и необходимостью поддержания
линейной части магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии для
бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям.
Для выполнения этих требований в технологической части предусмотрен ряд
конструктивных технологических и организационных мероприятий
обеспечивающих минимальные или исключающих отрицательные воздействия на
окружающую среду. К ним относятся:
) проведение комплексной диагностики МН в ходе которой выявляются
дефекты которые затем подразделяются на дефекты подлежащие ремонту (ДПР)
а из них по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта
) на основании результатов диагностического обследования
устанавливаются оптимальные режимы обеспечивающие безопасность и
непрерывность перекачки нефти и устанавливается план устранения дефектов
ПОР с целью предотвращения возникновения аварий на всём протяжении
) для предотвращения попадания нефти в окружающую среду при
опорожнении заменяемого участка продукт будет перекачиваться в параллельно
проходящий нефтепровод;
) при проведении капитального ремонта на ППМН предусмотрена укладка
трубопровода на глубину ниже максимального уровня промерзания грунтов (15
м) для обеспечения минимальных нормативных напряжений в металле
трубопровода и обеспечения нормативных условий эксплуатации
антикоррозионной изоляции трубопровода;
) для защиты трубопровода от коррозии применяются изоляционные
материалы не влияющие на биологический режим водоема и химический состав
) для предотвращения повреждения подземных трубопроводов в зоне
производства строительно-монтажных работ предусматривается устройство
переездов через действующие коммуникации из железобетонных дорожных плит по
насыпи из минерального грунта;
) место базировки временного городка строителей и стоянки строительных
машин и механизмов предусматривается на обустроенной площадке где
необходимо предусмотреть место захоронения бытовых отходов мойку для машин
и механизмов со сбором загрязненной воды;
) проводятся рекультивационные работы на всех нарушенных
строительством участках земли [15].
После завершения реконструкции в полосе временного отвода предусмотрена
планировка территории и посев многолетних трав для обеспечения уклонов
предотвращающих обрушение грунта.

Расчетная часть.doc

Расчет на прочность трубопровода укладываемого методом ННБ
Исходные данные для расчета [2]:
- наружный диаметр трубопровода: Dн=720 мм;
- рабочее давление: p=64 МПа;
- средняя скорость течения: Vср=078 мс;
- ширина русла реки: L=675 м.
Вновь укладываемый трубопровод принят из труб с заводской изоляцией
производства Выксунского металлургического завода. Основные технические
характеристики труб приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Основные технические характеристики трубы
Технические характеристики Единица Параметр
Технические условия на трубу ТУ 14-3-1573-96
Наружный диаметр мм 720
Марка стали 13Г1С-У
Предел текучести Т МПа 390
Временное сопротивление разрыву В МПа 540
Эквивалент углерода не более % 043
1 Определение толщины стенки нефтепровода
Согласно СНиП 2.05.06-85( толщина стенки определяется по формуле
где (1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб
nр – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления
р – рабочее давление в трубопроводе;
Dн – наружный диаметр трубопровода;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы.
Определим расчетное сопротивление металла трубы
где m–коэффициент условий работы трубопровода для первой категории
трубопроводов m=075 [9];
k1 – коэффициент надежности по материалу k1=134 [9 табл. 9];
kн – коэффициент надежности по назначению kн=10 [9 табл. 11];
[pic]( нормативное сопротивление материала [pic]=(в=540 МПа.
Полученное расчетное значение толщины стенки округляем до =14 мм [10].
Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле
где (t – расчетный перепад температур;
( - коэффициент Пуассона (=03 [10];
(t – коэффициент линейного расширения металла (t=12(10-5 10С [10];
Е – модуль Юнга Е=206(105 МПа [10];
nt – коэффициент надежности по температуре nt=1 [10];
Dвн – внутренний диаметр трубопровода
Определим расчетный перепад температур (t
Рассчитаем продольные напряжения
Так как для (пр.N(-)>0 (1=1 и данный случай уже рассчитан то
рассчитаем значение коэффициента двухосного напряженного состояния для (пр
Толщина стенки с учетом влияния сжимающих напряжений равна:
Принимаем значение толщины стенки =14 мм.
Проверка трубопровода на прочность в продольном направлении
производится по условию
где ([pic]-коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние
металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях ([pic])
([pic]=10 при сжимающих ((пр.N0) определяется по формуле
где [pic] - кольцевые напряжения в стенке трубы
6151(30224 МПа что удовлетворяет условию;
(-3610(05525(30224=16699 МПа условие выполняется прочность
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов
в продольном и кольцевом направлениях проверку производят по условиям
где [pic]-максимальные продольные напряжения в трубопроводе от
нормативных нагрузок и воздействий;
([pic]-коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние
[pic]-кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного
внутреннего давления;
[pic]( нормативное сопротивление материала зависящее от марки стали
и в расчетах принимается [pic]=(т=390 МПа.
Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия
нормативной нагрузки – внутреннего давления:
Условие [pic] выполняется:
Коэффициент [pic] определяется по формуле:
Минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода [pic]м [3 табл.
Продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий
определяются по формуле:
Для положительного температурного перепада [pic] 0С
Проверяем условие [pic].
[pic][pic]МПа условие выполняется.
Для отрицательного температурного перепада [pic]0С
[pic]>[pic]МПа условие не выполняется.
Для удовлетворения условия необходимо увеличить толщину стенки трубы
либо увеличить радиус упругого изгиба трубопровода.
Определим значение продольных напряжений для нового радиуса упругого
Условие [pic] выполняется.
Проверка на недопустимые пластичные деформации соблюдается.
Расчет на прочность трубопровода для береговых участков
Исходные данные для расчета приведены в пункте 1.
Таблица 2 – Основные технические характеристики трубы
Принимаем предварительное значение толщины стенки =10 мм [10].
где Dвн – внутренний диаметр трубопровода
Принимаем значение толщины стенки =10 мм.
8861(30224 МПа что удовлетворяет условию;
(-1339(0249(30224=7526 МПа условие выполняется прочность
Расчет на устойчивость трубопровода против всплытия
Устойчивость против всплытия трубопроводов прокладываемых на
периодически обводняемых территориях обеспечивается дополнительной
пригрузкой (балластировкой) величина которой рассчитывается в соответ-ствии
со СНиП 2.05.06-85 по формуле
где nб – коэффициент надежности по материалу балластировки;
kн.в – коэффициент надежности против всплытия кн.в=103 [9];
qизг – расчетная нагрузка обеспечивающая упругий изгиб трубопровода
соответственно рельефу дна траншеи;
qв –расчетная выталкивающая сила воды действующая на трубопровод;
qдоп – нагрузка от веса перекачиваемого продукта;
qтр – расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода.
γб – нормативная объемная масса материала пригрузки кгм3;
γв – плотность воды с учетом растворенных в ней солей
Расчетная выталкивающая сила воды действующая на трубопровод
определяется по формуле
где γв – плотность воды;
Dн.ф. – наружный диаметр футерованного трубопровода
где из – толщина слоя изоляции;
ф – толщина слоя футеровки трубопровода;
Расчетный вес единицы длины трубопровода в воздухе с учетом изоляции
qтр = nсв·(qмн + qизн+qфутн)
где nсв – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного
qмн – нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы;
qизн – нормативная нагрузка от собственного веса изоляции;
qфутн – нормативная нагрузка от собственного веса футеровки.
Нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы:
где (м – удельный вес металла из которого изготовлены трубы (м=78500
Нм3 – для стали [10];
Dвн – внутренний диаметр трубопровода;
Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции:
где Dиз – наружный диаметр изолированного трубопровода;
ρиз – плотность материала изоляции ρиз =970 кгм3 ( согласно ТУ 14-3Р-
Нормативная нагрузка от собственного веса футеровки:
где (фут – плотность деревянной футеровки (фут=600 [10];
Dн.ф – наружный диаметр офутерованного трубопровода;
Dиз – наружный диаметр изолированного трубопровода;
qтр = 095·(175008+5397+41862)=211153 Нм.
Нагрузку от веса перекачиваемого продукта qдоп принимаем равной нулю
так как рассчитывается крайний случай – трубопровод без продукта.
Дополнительная выталкивающая сила за счет изгиба трубопровода:
где – угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости =00
J – момент инерции сечения трубопровода м4;
[pic] Нм так как =0 рад.
Для балластировки принимаем чугунные кольцевые грузы.
Для Dн=720 мм принимаем грузы массой Qгр=1100 кг [10].
Коэффициент надежности по нагрузке для чугунных грузов nб=10 [9].
Нормативная объемная масса для чугуна γб=7150 кгм3 [10].
Расстояние между осями пригрузов:
Рассмотрим участок ПК10+70–ПК16+00.
Длина участка составляет 530 м. Количество грузов на участке:
Принимаем количество грузов на участке n=168 шт.
Уточненное расстояние между осями пригрузов составит
Рассмотрим участок ПК0”+326–ПК1”+00.
Длина участка составляет 674 м. Количество грузов на участке:
Принимаем количество грузов на участке n=22 шт.
Рассмотрим участок ПК0’+34–ПК1’+00.
Длина участка составляет 66 м. Количество грузов на участке:
Принимаем количество грузов на участке n=21 шт.
Общее количество пригрузов составляет 211 штук.
Расчет тягового усилия протаскивания трубопровода в скважину
Расчет тяговых усилий выполнен по «Методическому пособию по
определению напряженно-деформированного состояния трубопровода при
строительстве подводных переходов нефтепроводов методом ННБ».
Исходные данные для расчета представлены в таблицах 1 2.
Таблица 2 – Характеристика скважины [14]
Наименование параметра Обозначение Значение
Диаметр скважины Dскв 1118 м
Угол входа трубы αвх 50
Продолжение таблицы 2
Угол выхода трубы αвых -11003’
Радиус кривизны профиля r 1000 м
Длина скважины по оси Lскв 10564 м
- прямолинейный (на входе) L1 2044 м
- криволинейный L2 19285 м
- прямолинейный L3 56461 м
- криволинейный L4 8726 м
- прямолинейный (на выходе) L5 19123 м
Таблица 3 – Характеристика трубопровода (см. выше)
Наружный диаметр Dн 0720 м
Внутренний диаметр Dвн 0692 м
Толщина стенки 0014
Плотность материала труб ρм 7850 кгм3
Предел текучести Т 390 МПа
Временное сопротивление разрыву В 540 МПа
Толщина слоя изоляции из 00025 м
Плотность материала изоляции ρиз 970 кгм3
Дополнительные данные:
- коэффициент трения трубопровода и бурильных труб в скважине f
- плотность бурового раствора ρбр=1100 кгм3 [14];
- динамическое напряжение сдвига бурового раствора 0=100 Па [14].
1 Расчет тягового усилия протаскивания дюкера при 100 % заполнении
Расчет весовых характеристик трубопровода.
Вес единицы длины трубопровода:
Диаметр трубопровода с изоляцией:
Dиз=Dн+2·из=0720+2·00025=0725 м.
Вес изоляции на единицу длины трубопровода:
Вес трубопровода с изоляцией:
Вес воды в трубопроводе при заполнении водой:
Выталкивающая сила действующая на трубопровод в буровом растворе:
Вес единицы длины трубопровода заполненного водой и находящегося в
Расчет тягового усилия протаскивания дюкера.
Усилие определено для конечного момента протягивания дюкера то есть
когда весь трубопровод находится в скважине а колонна буровых труб на
Сила сопротивления перемещению трубопровода в вязкопластичном буровом
растворе на единицу длины определена по формуле:
где 0 – динамическое напряжение сдвига бурового раствора.
Первый расчетный участок профиля представляет собой участок входа в
скважину. Длина первого расчетного участка L1=19123 м.
Усилие на прямолинейном участке:
Второй расчетный участок профиля представляет собой криволинейный
участок с радиусом искривления r=1000 м.
Начальные угловые параметры: αвх=50.
Конечные угловые параметры: αвых=00.
Величина F имеет значение:
Усилие на криволинейном участке:
Третий расчетный участок представляет собой прямолинейный участок.
Длина третьего расчетного участка L1=56461 м αвх=00.
Четвертый расчетный участок профиля представляет собой криволинейный
Начальные угловые параметры: αвх=00.
Конечные угловые параметры: αвых=-11003’.
[pic]Другие параметры:
Пятый расчетный участок представляет собой прямолинейный
участок. Длина пятого расчетного участка L5=2044 м αвх=-11003’.
Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера при 100% заполнении
трубопровода водой составляет 10414063 Н (10414 кН).
2 Расчет тягового усилия протаскивания дюкера при частичном
заполнении трубопровода водой
Учитывая что траектория скважины имеет продолжительный центральный
горизонтальный участок целесообразно производить балластировку с частичным
заполнением с целью создания нулевой плавучести для центральной части
Вес воды которую необходимо залить для создания нулевой плавучести в
горизонтальной части трубопровода:
Объем воды которую необходимо залить для создания нулевой плавучести
в горизонтальной части трубопровода:
Вес единицы длины пустого трубопровода находящегося в буровом
Расчет тягового усилия протаскивания дюкера при частичном заполнении
скважину. Длина первого расчетного участка L1=19123 м αвх=50. Вес единицы
пустого трубопровода в буровом растворе [pic] Нм.
Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера при частичном
заполнении трубопровода объемом воды 1144 м3 составляет 760788 Н (7608
Вывод: расчет показывает предпочтительность применения варианта
балластировки дюкера с частичным заполнением в процессе протаскивания.
Тяговое усилие развиваемое буровой установкой – 2668 кН. Расчетное тяговое
Проведенный расчет показывает что тяговое усилие развиваемое буровой
установкой обеспечивает протаскивание дюкера в грунтовую скважину.
3 Проверка трубопровода на пластические деформации в процессе
Суммарные напряжения в трубопроводе определяются по формуле
где р – напряжение растяжения от тягового усилия МПа;
из – напряжение от изгиба трубопровода в скважине МПа.
где Тмах – максимальное расчетное тяговое усилие при протаскивании
трубопровода Тмах =10414 кН (см. пункт 3.1);
F – площадь сечения трубопровода
где Е – модуль упругости материала труб;
R –радиус упругого изгиба оси трубопровода R=1000 м (см. пункт 1.1);
Суммарное напряжение
Условие пластичности трубопровода под воздействием нагрузок:
где R2 – расчетное сопротивление растяжению металла трубы;
где k2 – коэффициент надежности по материалу k1=115 [9 табл. 9];
Проверка трубопроводов на недопустимые пластические деформации
4 Определение числа опор
Согласно рекомендации [13] используем опору ОПР.00-000 ГЧ. Разработчик
– Центр технической диагностики (ЦТД). Грузоподъемность роликовой опоры Gоп
= 100 кН. Расположение трубопровода на роликовой опоре изображено на
Рисунок 1 – Расположение трубопровода на роликовой опоре
Высота оси трубопровода на роликовой опоре определяется по формуле:
где h=017 м – высота железобетонной плиты;
а=0364 м – высота оси ролика;
d=0229 м – диаметр средней части ролика;
α=200 – угол наклона поверхности ролика;
Максимальное расстояние между опорами по условию грузоподъемности:
где [pic] Нм – вес трубопровода с изоляционным покрытием (см. пункт
Минимально возможное число опор при котором опорная реакция не
где LД – длина дюкера;
Число опор берется с запасом в 25% [13].
Принимаем число опор N = 38 шт.
Уточненное значение длины пролета определяем по формуле:
где [pic]- запас который компенсирует удлинение скважины в случае
выхода бура за проектную отметку в неблагоприятных условиях бурения [pic]
Расстояние от точки входа трубопровода в скважину до точки
максимального подъема трубопровода на трубоукладчике определяется по
где αвых – угол выхода скважины равен 0087 рад;
α – угол наклона монтажной площадки дюкера к горизонту равен 00452
I – момент инерции сечения трубопровода:
Высота подъема трубопровода на расстоянии Lmax=39 м определяется по

Задание.doc

Министерство высшего образования Российской Федерации
Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет
Кафедра Транспорта и хранения нефти и газа
Утверждаю: зав. кафедрой
проф. Шаммазов А. М. 1
Задание на дипломное проектирование
Студенту Халимову И. Р.
Тема проекта Реконструкция подводного перехода через реку
Утверждена приказом по вузу от 1.03.2004 г. № 96 - 4
Срок сдачи студентом законченного проекта 20. 05. 2004 г.
Исходные данные к проекту по месту практики
Содержание расчетно-пояснительных записок (перечень подлежащих
разработке вопросов): 1 Технологическая часть; 1.1 Характеристика района
строительства; 1.2 Выбор способа ремонта; 1.3 Технологические решения по
реконструкции; 1.4 Подготовительные работы; 1.5 Производство основных
работ; 1.6 Демонтажные работы; 1.7 Стыковка проектируемого нефтепровода с
существующими береговыми участками; 1.8 Испытание трубопровода; 1.9
Технологические захлесты трубопровода; 1.10 Расчет на прочность
трубопровода укладываемого методом ННБ; 1.11 Расчет на прочность
трубопровода для береговых участков; 1.12 Расчет на устойчивость
трубопровода против всплытия; 1.13 Расчет тягового усилия протаскивания
трубопровода в скважину; 2 КИП и автоматика; 2.1 Выбор и обоснование
объекта автоматизации; 2.2 Автоматизация узлов задвижек; 2.3 Описание
используемых приборов; 3 Безопасность и экологичность проекта; 3.1 Охрана
труда; 3.2 Промышленная безопасность; 3.3 Экологичность проекта; 4
Экономическая часть; 4.1 Анализ производственно–хозяйственной деятельности
предприятия; 4.2 Сметный анализ.
Перечень графического материала (с точным указанием пояснительных
План трассы; 2 Технологическая схема; 3 Схема размещения оборудования на
площадках; 4 Схема прокладки подруслового участка; 5 Схема протаскивания
рабочего трубопровода в грунтовую скважину; 6 Схема производства работ при
пересечении с действующим нефтепроводом; 7 Узел задвижек; 8 Датчик давления
ТЖИУ; 9 Датчик давления ТЖИУ (схема функциональная).
Консультант по проекту (с указанием относящихся к ним разделов проекта)
Технологическая часть
преподаватель Муфтахова В. Н.
канд. техн. наук доц. Прахова М. Ю.
Безопасность и экологичность проекта канд. техн.
наук доц. Галлямов М. А.
канд. экон. наук доц. Соловьева И. А. 7. Руководители
дата и подпись студента

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ испр 31.10.05 .doc

Агапкин В.М. Борисов С.Н. Кривошеин Б.Л. Справочное руководство по
расчетам трубопроводов. – М.: Недра 1987. – 191с.
Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на
прочность и устойчивость: Справочное пособие. – М.: Недра 1997. –
Акулов А.И. Бельчук Г.А. Демянцевич В.П. Технология и оборудование
сварки плавлением. – М.: Машиностроение 1977. – 432с.
Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. – М.:
ВНИИГАЗ 1985. – 87с.
Бабин Л.А. Быков Л.И. Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению
трубопроводов. – М.: Недра 1979. – 176с.
Бабин Л.А. Быков Л.И. Волохов В.Я. Справочник мастера-строителя
магистральных трубороводов. – М.: Недра 1986. – 224с.
Бабин Л.А. Григоренко П.Н. Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при
сооружении трубопроводов: Учеб. пособие для вузов. – М.: Недра 1995.
Березин В.Л. Ращепкин К.Е. Телегин Л.Г. и др. Капитальный ремонт
магистральных трубопроводов. – М.: Недра 1978. – 364с.
Бизнесцентр” 2003. – 349с.
Бородавкин П.П. Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов:
Учеб. для вузов. – М.: Недра 1987. – 471с.
Бородавкин П.П. Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. – М.:
Бородавкин П.П. Березин В.Л. Шадрин О.Б. Подводные трубороводы. –
М.: Недра 1979. – 415с.
Бородавкин П.П. Глоба А.М. Сооружение трубопроводов в горах. – М.:
Бородавкин П.П. Синюков А.М. Прочность магистральных трубопроводов.
– М.: Недра 1984. – 383с.
Бородавкин П.П. Ким Б.И. Охрана окружающей среды при строительстве и
эксплуатации магистральных трубопроводов. – М.: Недра 1981. – 160с.
Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. Проектирование
и строительство. – М.: Недра 1982. – 383с.
Будзуляк Б.В. Васильев Г.Г. Иванов В.А. и др. Организационно
технологические схемы производства работ при сооружении магистральных
трубопроводов: Учеб. пособие. – М.: ИРЦ Газпром 2000. – 416с.
Быков Л.И. Автахов З.Ф. К вопросу проектирования балочных
трубопроводных переходов Сооружение ремонт и диагностика
трубопроводов: Сб. науч. тр. – М.: Недра 2003. – С.49-59.
Быков Л.И. Автахов З.Ф. Лунев Л.А. Повышение эффективности
использования балочных трубопроводных переходов Материалы
Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Вып. 2. – Уфа: Изд-во УГНТУ
Быков Л.И. Лунев Л.А. Новые методы проектирования надземных
трубопроводных переходов Трубопроводный транспорт нефти. – 2001
Быков Л.И. Лунев Л.А. Автахов З.Ф. К вопросу рационального
проектирования надземных трубопроводных переходов Сооружение и
ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч. тр. – Уфа:
Изд-во УГНТУ 2002. – С.51-60.
Васильев Н.П. Балластировка и закрепление трубопроводов. – М.:
Виноградов С.В. Расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки. –
М.: Стройиздат 1980. – 135с.
Висячие трубопроводные переходы В.И. Кириенко В.Н. Шилеановский
Д.А. Коршунов и др. – Киев: Изд-во “Будiвельник”1968. – 159с.
Волков М.М. Михеев А.Л. Конев К.А. Справочник работника газовой
промышленности. – М.: Недра 1989. – 286с.
ВСН 2-67–76. Инструкция по внедрению метода сплава при строительстве
магистральных трубопроводов больших диаметров на болотах. – М.:
Миннефтегазстрой 1976. – 35с.
ВСН 51-3–85. ВСН 2-38–85. Проектирование промысловых стальных
трубопроводов. – М.: Мингазпром Миннефтепром 1986. – 97с.
ВСН 005–88. Строительство промысловых стальных трубопроводов.
Технология и организация. – М.: Миннефтегазстрой 1990. – 23с.
ВСН 006–89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Сварка. – М.: Миннефтегазстрой 1990. – 216с.
ВСН 007–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Конструкции и балластировка. – М.: Миннефтегазстрой 1990. – 51с.
ВСН 008–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Противокоррозионная и тепловая изоляция. – М.: Миннефтегазстрой
ВСН 009–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Средства установки электрохимической защиты. – М.: Миннефтегазстрой
Дополнение к ВСН 009–88. Средства и установка электрохимзащиты.
Электрохимическая защита кожухов на переходах трубопроводов под
автомобильными и железными дорогами.– М.: ГКНС “Нефтегазстрой” 1991.
ВСН 010–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Подводные переходы. – М.: Миннефтепроводстрой 1990. – 103с.
ВСН 011–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Очистка полости и испытание. – М.: Миннефтегазстрой 1990. – 98с.
ВСН 012–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Контроль качества и приемка работ. – М.: Миннефтегазстрой 1990. – ч.
ВСН 013–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в
условиях вечной мерзлоты. – М.: Миннефтегазстрой 1989. – 32с.
ВСН 014–88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
Охрана окружающей среды. – М.: Миннефтегазстрой 1990. – 83с.
ВСН 39-1.9-003–98. Ведомственные строительные нормы. Конструкции и
способы балластировки подземных трубопроводов. – М.1998. – 51с.
Гидравлические испытания действующих нефтепроводов Р.С.Зайнуллин
А.Г. Гумеров Е.М. Морозов В.Х. Галюк. – М.: Недра 1990. – 224с.
Гидротехнические сооружения Под. общ. ред. В.П. Недриги. – М.:
Стройиздат 1983. – 543с.
Гольдштейн И.Г. Кириенко В.И. Висячие и арочные переходы. – М.:
Гольянов А.И. Муфтахов Е.М. Технологический расчет газопровода:
Часть 1. – Уфа: Изд-во УГНТУ 2003. – 67с.
ГОСТ 1497–84*. Металлы. Методы испытания на растяжение. – М.: Изд-во
стандартов 1984. – 63с.
ГОСТ 25.506–85*. Расчеты и испытания на прочность. Методы
механических испытаний металлов. Определение характеристик
трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. –
М.: Изд-во стандартов 1985. – 62с.
ГОСТ 17.5.3.05–84. Охрана природы. Рекультивация земель. Общие
требования к землепользованию. – М.: Изд-во стандартов 1984 – 6с.
ГОСТ 17.4.3.02–85. Охрана природы. Почвы. Требования к охране
плодородного слоя почвы при производстве земляных работ. – М.: Изд-во
стандартов 1985. – 4с.
ГОСТ 17.5.3.06–85. Охрана природы. Земли. Требования к определению
норм снятия плодородного слоя почвы при производстве земляных работ.
– М.: Изд-во стандартов 1985. – 6с.
ГОСТ 12249–89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на
прочность. – М.: Госстройиздат 1989. – 80с.
ГОСТ 27.002 – 89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и
определения. – М.: Изд-во стандартов 1989. – 39с.
ГОСТ Р 51164–98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие
требования защиты от коррозии Госстрой СССР. – М.: ЦИТП Госстроя
Григоренко П.Н. Ахметов Ф.Ш. Устойчивость трубопроводов против
всплытия на периодически обводняемых участках: Учеб. пособие. – Уфа:
Изд-во УНИ 1989. – 87с.
Гумеров А.Г. Азметов Х.А. Гумеров Р.С. Реконструкция линейной части
“Недра-Бизнесцентр” 2003. – 308с.
Гумеров А.Г. Зубаиров А.Г. Векштейн М.Г. и др. Капитальный ремонт
Гумеров А.Г. Ямалеев К.М. Гумеров Р.С. и др. Дефектность труб
нефтепроводов и методы их ремонта Под редакцией А.Г. Гумерова. –
Дерцакян А.К. Васильев Н.П. Строительство трубопроводов на болотах и
многолетнемерзлых грунтах. – М.: Недра 1978. – 167с.
Дизенко Е.И. Новоселов В.Ф. Тугунов П.И. и др. Противокоррозионная
защита трубопроводов и резервуаров. Учеб. для вузов. – М.: Недра
Забела К.А. Красков В.А. Москвич В.М. и др. Безопасность
пересечения трубопроводами водных преград. – М.: Недра 2001. – 194с.
Заленский В.С. Строительные машины: Примеры расчетов. – М.:
Стройиздат 1983. – 271с.
Защита подземных металлических сооружений от коррозии: Справочник
И.В. Стрижевский А.Д. Белоголовский В.И. Дмитриев и др. – М.:
Стройиздат 1990. – 303с.
Зиневич А.М. Прокофьев В.И. Ментюков В.П. Технология и организация
строительства магистральных трубопроводов больших диаметров. – М.:
Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных
трубопроводов. – М.: Недра 1985. – 231с.
Иванцов О.М. Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. –
М.: Недра 1978. – 231с.
Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты
магистральных трубопроводов и промысловых объектов: ВСН 1-106–78. –
М.: Миннефтегазстрой 1980. – 176с.
Инструкция по применению труб в нефтяной и газовой промышленности. –
М.: РАО Газпром 2000. – 131с.
Казакевич М.И. Аэродинамическая устойчивость надземных и висячих
трубопроводов. – М.: Недра 1977.-200с.
Калинин А.Г. Никитин Б.А. Солодкий К.М. и др. Бурение наклонных и
горизонтальных скважин: Справочник. – М.: Недра 1997. – 648с.
Камерштейн А.Г. Рождественский В.В. Ручимский М.Н. Расчет
трубопроводов на прочность. Справочная книга. – М.: Недра 1969. –
Камерштейн А.Г. Условия работы стальных трубопроводов и резервы их
несущей способности. – М.: Стройиздат 1966. – 242с.
Климовский Е.М. Колотилов Ю.В. Очистка и испытание магистральных
трубопроводов. – М.: Недра 1987. – 173с.
Козаченко А.Н. Никишин В.И. Поршаков Б.П. Энергетика
трубопроводного транспорта газов: Учеб. пособие. – М.: ГУП Изд-во
«Нефть и Газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2001. – 400с.
Кузнецов М.В. Новоселов В.Ф. Тугунов П.И. и др. Противокоррозионная
защита трубопроводов и резервуаров: Учеб. для вузов. – М.: Недра
Кукушкин Б.М. Канаев В.Я. Строительство подводных трубопроводов. –
М.: Недра1982. – 176с.
Лавров Г.Е. Саттаров Т.Х. Механизация строительства переходов
магистральных трубопроводов под автомобильными и железными дорогами.
– М.: Недра 1978. – 135с.
Лифшиц В.С. Литвинчук Н.Д. Прессовые методы сварки магистральных и
промысловых трубопроводов. – М.: Недра 1970. – 160с.
Лунев Л.А. Основы проектирования новых конструкций надземных
трубопроводных переходов. – Старый Оскол: СТИ МИС и С 2000. – 263с.
Мазур И.И. Иванцов О.М. Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и
экологическая безопасность трубопроводов. – М.: Недра 1990. – 263с.
Методика определения характеристик трещиностойкости труб
нефтегазопроводов. – Уфа: ВНИИСПТнефть 1988. – 32с.
Мирцхулава Ц.Е. Инженерные методы расчета и прогноза водной эрозии. –
М.: Колос 1970. – 238с.
Молдаванов О.И Орехов В.И. Шишов В.Н. Производственный контроль в
трубопроводном строительстве: Справочное пособие. – М.: Недра 1986.
Мустафин Ф.М. Гумеров А.Г. Коновалов Н.И. и др. Трубопроводная
арматура. – Уфа: Изд-во УГНТУ 2002. – 204с.
Мустафин Ф.М. Блехерова Н.Г. Квятковский О.П. и др. Сварка
трубопроводов: Учеб. пособие. – М.: Недра 2002. – 347с.
Нормативно-техническая документация для проектирования строительства
и эксплуатации подводных переходов нефтепроводов выполняемых
способом наклонно-направленного бурения: Метод. пособие ч.2. –М.:
Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные
трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. – М.: ВНИИЭгазпром
Организация строительства магистральных трубопроводов Ю.П. Баталин
В.Л. Березин Л.Г. Телегин. – М.: Недра 1980. – 344с.
ОСТ 26291–94. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические
условия. – М.: НПО ОБТ 1994. – 336с.
ОСТ 153-39.4-010–2002. Методика определения остаточного ресурса
нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных
сооружений. – М.: Изд-во УГНТУ 2002. – 57с.
Очистка полости и испытание трубопроводов: Учеб. пособие для вузов
Бизнесцентр” 2001. – 255с.
Оценка остаточного ресурса трубопроводов и их конструктивных
элементов по параметрам переиспытаний. Методические рекомендации
Р.С. Зайнуллин С.Н. Мокроусов А.Г. Пирогов и др. – М.: Недра
Папков О.С. Хоменко В.И. Контактные установки для сварки
газонефтепроводов. – М.: Высш. школа 1984. – 175с.
Перун И.В. Магистральные трубопроводы в горных условиях. – М.: Недра
Петров И.П. Спиридонов В.В. Надземная прокладка трубопроводов. – М.:
Рахманкулов Д.Л. Кузнецов М.В. Гафаров Н.А. и др. Электрохимическая
защита от коррозии в примерах и расчетах. Том 2. – Уфа: Реактив
Регламент по очистке и испытанию нефтепроводов на прочность и
“Транснефть” 2004. – 58с.
Руководство по эффективному применению компрессоров фирмы “Крезо-
Луар” на строительстве магистральных трубопроводов . – М.:
Миннефтегазстрой 1976. – 44с.
Р 539–84. Рекомендации по расчету изменений давления и температуры
при гидравлическом испытании магистральных трубопроводов. – М.:
Миннефтегазстрой 1984. – 22с.
Р 326–78. Руководство по определению экономической эффективности
способов разработки траншей ускоренными темпами. – М.:
Миннефтегазстрой 1979. – 27с.
Р 285–77. Руководство по способам разработки траншеи ускоренными
темпами. – М.: Миннефтегазстрой 1979 – 29с.
РД 39-00.147275-047–98. Состав организация и финансирование работ
по строительству переходов трубопроводов через водные преграды
методом направленного бурения. – Уфа: Башнипинефть Башнефтепроект
0. РД 39-00147105-001–91. Методика оценки работоспособности труб
линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. –
Уфа: ВНИИСПТнефть 1992. – 141с.
1. РД 39-00147105-016–98. Методика расчета прочности и устойчивости
ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом
дефектов обнаруженных при диагностическом обследовании. –Уфа: ИПТЭР
2. РД 39-30-451–80. Руководство по расчету на прочность участка
подземного нефтепровода диаметром 1020 и 1220мм при ремонте без
подъема. – Уфа: ВНИИСПТнефть 1980. – 83с.
3. РД 402-63–87. Методика расчета высоты складирования труб большого
диаметра. – М.: Миннефтегазстрой 1987. – 10с.
4. РД 51-2.4-007–98. Инструкция по борьбе с водной эрозией грунтов на
трассе линейной части трубопроводов. – М.: ИРЦ Газпром 1998. – 82с.
5. РД 153-39.4-113–01. Нормы технологического проектирования
6. Ремонт подземных стальных трубопроводов малых диаметров Бабин Л.А.
Мухаметшин А.М. Рафиков С.К. Ермилин В.Н. – М.: ВНИИЭгазпром 1989.
7. Ржаницин А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность.
– М.: Стройиздат 1978. – 238с.
8. Сварочно-монтажные работы при строительстве трубопроводов: Справочник
И.А. Шмелева В.Д. Тарлинский М.З. Шейнкин и др. – М.: Недра
9. Сооружение подводных переходов газонефтепроводов методом наклонно-
направленного бурения: Учебно-методическое пособие О.Н. Благов
профсоюзов Профиздат” 2003. – 318с.
0. СНиП 1.04.03–85*. Нормы продолжительности строительства предприятий
зданий и сооружений. Часть I. – М.: АПП ЦИТП 1991. – 280с.
1. СНиП 1.04.03–85*. Нормы продолжительности строительства предприятий
зданий и сооружений. Часть II. – М.: АПП ЦИТП 1991. – 235с.
2. СНиП 2.01.07–85*. Нагрузки и воздействия Госстрой России. – М: ГУП
3. СНиП 2.04.12–86. Расчет на прочность стальных трубопроводов
Госстрой России. – М.: ГУП ЦПП 2001. – 12с.
4. СНиП 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы Госстрой России. –
М.: ГУП ЦПП 2001. – 60с.
5. СНиП 2.06.04–82. Нагрузки и воздействия на гидротехнические
сооружения (Волновые ледовые и от сосудов) Госстрой СССР. – М.:
Стройиздат 1983. – 39с.
6. СНиП 2.06.05–84. Плотины из грунтовых материалов Госстрой СССР.
–М.: ЦИТП Госстроя СССР 1989. – 32с.
7. СНиП II-23–81*. Стальные конструкции Госстрой России. – М.: ГУП
8. СНиП 3.02.01–87. Земляные сооружения основания и фундаменты
Госстрой СССР. – М.: ЦИТП Госстроя СССР 1989. – 128с.
9. СНиП 12-03–2001. Безопасность труда в строительстве. Часть1. Общие
требования. – М.: Госстрой России 2001. – 53с.
0. СНиП 12-03–2002. Безопасность труда в строительстве. Часть2.
Строительное производство. – М.: Госстрой России 2002. – 51с.
1. СНиП 23-01–99. Строительная климатология Госстрой России. – М.: ГУП
2. СНиП 33-01–2003. Система нормативных документов в строительстве.
Гидротехнические сооружения. Основные положения Госстрой России. –
3. СНиП III-42–80*. Магистральные трубопроводы Госстрой России. – М.:
ГУП ЦПП 2001. – 75с.
4. СП 33-101–2003. Система нормативных документов в строительстве. Свод
правил по проектированию и строительству. Определение основных
расчетных гидрологических характеристик Госстрой России. – М.: ГУП
5. СП 34-116–97. Инструкция по проектированию строительству и
реконструкции промысловых нефтегазопроводов. – М.; ВНИИСТ 1998 –
6. СП 109-34–97. Сооружение переходов под автомобильными и железными
дорогами. – М.: РАО “Газпром” 1998. – 64с.
7. Спектор Ю.И. Мустафин Ф.М. Лаврентьев А.Е. Строительство подводных
переходов способом горизонтально-направленного бурения: Учеб.
8. Спектор Ю.И. Бабин Л.А. Укрепление берегов в створах подводных
трубопроводов. – М.: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой 1988. – 36с.
9. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов Под ред.
А.К. Дерцакяна. – Л.: Недра 1977. – 519с.
0. Справочник по гидравлике В.А. Большаков Ю.М. Константинов
В.Н. Попов и др. – Киев: Изд-во “Вища школа” 1977. – 279с.
1. Степанов П.И. Овчаренко Ч.Х. Захаров А.С. Гидротехнические
противоэрозионные сооружения. – М.: Колос. – 1980. – 114с.
2. Строительство магистральных трубопроводов: Справочник В.Г. Чирсков
В.Л. Березин Л.Г. Телегин и др. – М.: Недра 1991. – 475с.
3. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. – М.: Недра 1964.
4. Телегин Л.Г. Ким Б.И. Зоненко В.И. Охрана окружающей среды при
сооружении и эксплуатации газонефтепроводов: Учеб. пособие для вузов.
– М.: Недра 1988. – 188с.
5. Технология электрической сварки металлов и сплавов плавлением Под
ред. акад. Б.Е.Патона. – М.: Машиностроение 1974. – 768с.
6. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и
нефтепроводов: Учеб. пособие для вузов П.И. Тугунов В.Ф.Новоселов
7. Флорин В.А. Основы механики грунтов: т. I. – Л: Госстройиздат 1954.
8. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных
условиях. – Л: Недра 1990. – 180с.
9. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов:
Каталог.– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ 1989. – 24с.
0. Черний В.П. Методика расчета предварительно нагруженных надземных
трубопроводов Потенциал. – 2003 № 5. – С. 55 – 57.
1. Чирсков В.Г. Иванцов О.М. Кривошеин Б.Л. Сооружение системы
газопроводов Западная Сибирь – Центр страны . – М.: Недра 1986. –
2. Ясин Э.М. Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. – М.:
3. Ясин Э.М. Березин В.Л. Ращепкин К.Е. Надежность магистральных
трубопроводов. – М.: Недра 1978. – 166с.