(линейная часть) - Электронная библиотека Полоцкого

Министерство образования Республики Беларусь
Учреждение образования
«Полоцкий государственный университет»
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС
по дисциплине
«СООРУЖЕНИЕ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА»
(линейная часть)
для студентов специальности 70 05 01
«Проектирование, сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
Составление и общая редакция
Л.М. Спириденок
Новополоцк, 2004
УДК 69 : 622.692/691 (075.8)
ББК
РЕЦЕНЗЕНТЫ:
У.Н. Сабиров, канд. техн. наук, зам. Ген. директора ООО «Институт ВНИИСТ»,
А.И. Вегера, канд. техн. наук, ст. преподаватель кафедры трубопроводного
транспорта и гидравлики,
С.И. Пивоварова, канд. техн. наук, ст. преподаватель кафедры теплогазоснабжения и
вентиляции
Рекомендован к изданию Советом технологического факультета
Учебно-методический комплекс по дисциплине «Сооружение объектов
трубопроводного транспорта» для студентов специальности 70 05 01 / Сост. и общ.
ред. Л.М. Спириденок. – Новополоцк: ПГУ, 2004. –227 с.
ISBN
Приведены темы изучаемого курса, их объем в часах лекционных занятий,
изложены теоретические и практические основы сооружения магистральных
трубопроводов. Представлены занятия для практических занятий, рекомендации по
организации рейтингового контроля изучения дисциплины, вопросы к экзамену,
курсовая работа студентов очной формы обучения.
Предназначен для преподавателей и студентов, обучающихся по
специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и
газонефтехранилищ» и для специалистов данной отрасли.
УДК
ББК
ISBBN
 УО «Полоцкий государственный университет», 2004-06-28
 Л.М. Спириденок, составление, 2004
1. СТРУКТУРА МОДУЛЯ КУРСА ПО ДИСЦИПЛИНЕ
«СООРУЖЕНИЕ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА»
Модульный состав курса
«Сооружение объектов трубопроводного транспорта»
М-0
М-1
М-2
М-3
М-4
М-5
М-6
М-7
М-8
М-R
М-R
НАЗВАНИЕ МОДУЛЕЙ
М-0 – Введение в курс «Дидактическая цель курса».
М-1 – Основные сведения о магистральных трубопроводах.
М-2 – Прочность подземных трубопроводов.
М-3 – Технология строительства линейной части трубопроводов в
нормальных условиях.
М-4 – Трубопроводы в сложных условиях.
М-5 – Переходы магистральных трубопроводов через естественные
препятствия.
М-6 – Переходы магистральных трубопроводов через искусственные
препятствия.
М-7 – Очистка внутренней полости и испытание трубопроводов.
М-8 – Ремонт магистральных трубопроводов.
М-R – Резюме (обобщение курса).
М-К – Выходной, итоговый контроль.
3
1.1. СТРУКТУРА УЧЕБНЫХ МОДУЛЕЙ
(выделение учебных элементов по модулю)
М-1 МОДУЛЬ:
«Основные сведения о магистральных трубопроводах»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Состав линейной части, классификация МТ, конструктивные схемы
прокладки.
УЭ-R – Резюме, обобщение по модулю.
УЭ-К – Контроль (итоговый по модулю).
М-2 МОДУЛЬ:
«Прочность подземных трубопроводов»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Нагрузки и воздействия.
УЭ-2 – Методы расчета прочности.
УЭ-R – Резюме, обобщение по модулю.
УЭ-К – Контроль (итоговый по модулю).
М-3 МОДУЛЬ:
«Технология строительства линейной части трубопроводов
в нормальных условиях»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Подготовка трасс и строительной полосы. Земляные работы.
УЭ-2 – Транспортные работы.
4
УЭ-3 – Монтажные и изоляционно-укладочные работы.
УЭ-4 – Сооружение криволинейных участков.
УЭ-R – Резюме, обобщение модуля.
УЭ-К – Контроль (итоговый по модулю).
М-4 МОДУЛЬ:
«Строительство трубопроводов в сложных условиях»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Классификация болот.
УЭ 2 – Технология укладки трубопровода на болотах.
УЭ 3 – Методы закрепления трубопроводов и расчет балластировки.
УЭ-R – Резюме, обобщение модуля.
УЭ К – Контроль (итоговый по модулю).
М-5 МОДУЛЬ:
«Переходы магистральных трубопроводов через
естественные препятствия»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Подводные переходы трубопроводов.
УЭ-1.2 – Классификация подводных трубопроводов.
УЭ-1.3 – Технология укладки подводных трубопроводов и расчетное
обоснование укладки.
5
УЭ-2 – Подземные переходы трубопроводов через естественные
препятствия.
УЭ-2.1 – Характеристики естественных препятствий.
УЭ-2.2 – Сооружение переходов.
УЭ-3 – Надземные переходы.
УЭ-R – Резюме.
УЭ-К – Контроль (итоговый по модулю).
М-6 МОДУЛЬ:
«Переходы магистральных трубопроводов через
искусственные препятствия»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Подводные переходы трубопроводов.
УЭ-1.2 – Классификация подводных трубопроводов.
УЭ-1.3 – Технология укладки подводных трубопроводов и расчетное
обоснование укладки.
УЭ-2 – Подземные переходы трубопроводов через искусственные
препятствия.
УЭ-2.1 – Характеристики искуственных препятствий.
УЭ-2.2 – Сооружение переходов.
УЭ-3 – Надземные переходы.
УЭ-R – Резюме.
УЭ-К – Контроль (итоговый по модулю).
М-7 МОДУЛЬ:
6
«Очистка внутренней полости и испытание трубопроводов»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Очистка трубопровода.
УЭ-2 – Испытание трубопровода.
УЭ-R – Резюме.
УЭ-К – Контроль (итоговый по модулю).
М-8 МОДУЛЬ:
«Ремонт магистральных трубопроводов»
УЭ-0 – Введение в модуль.
УЭ-1 – Классификация ремонта.
УЭ-2 – Виды капитального ремонта.
УЭ-3 – Ремонт подводных переходов.
УЭ-4 – Новые виды ремонта.
УЭ-R – Резюме.
УЭ-К – Контроль по модулю.
7
МОДУЛЬ-0 (тема):
«Общие сведения о дисциплине»
ВВЕДЕНИЕ
Целью изучения курса является обучение технологии и организации сооружения
магистральных трубопроводов, развитие навыков и умение пользоваться нормативной
литературой и технической документацией, умением разрабатывать проект производства работ
и выполнять расчеты, связанные с реализацией проектных решений.
Курс «Сооружение объектов магистральных трубопроводов» включает в себя
вопросы ремонта линейной части трубопроводов, умение проанализировать и
выбрать наиболее рациональные и эффективные схемы и способы ремонта
магистральных трубопроводов.
Курс предусматривает чтение лекций, проведение практических занятий и
курсового проектирования, промежуточный контроль по модулю и рубежный
контроль в виде экзамена.
8
МОДУЛЬ-1 (тема):
«Основные сведения о магистральных трубопроводах»
ВВЕДЕНИЕ
Данная тема является первой в курсе, посвященной изучению «Сооружение объектов
трубопроводного транспорта», и призвана помочь классифицировать и разделить
магистральные трубопроводы по категории для выбора технологий сооружения.
Приступая к изучению темы «Основные сведения о магистральных трубопроводах», учащиеся
должны иметь представления о том, что:
Магистральными называются трубопроводы, по которым нефть,
нефтепродукты, природные или искусственные газы, вода перекачиваются от мест
добычи, переработки, забора к местам потребления. От назначения (от вида
перекачиваемого продукта) трубопроводы имеют названия: газопровод,
нефтепровод, продуктопровод.
1. СХЕМА ИЗУЧЕНИЯ НОВОГО МАТЕРИАЛА
№
п/п
Тема занятий
Тип занятий
Вид занятий
Количество
часов
1.
Основные сведения о
магистральных
трубопроводах
Формирование
новых знаний
Лекция
1 ч.
2.
Классификация труб и
их участков по
сложности
строительства
Углубление и
систематизация
навыков, коррекция
и контроль знаний
Интерактивный
семинар
1 ч.
2. ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРИТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ ПО МОДУЛЮ-1
«ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ»
(Основной текст цитируется по книге П.П. Бородавкина, В.Л. Березина
«Сооружение магистральных трубопроводов». М., «Недра» 1986 г.)
В соответствии со СниП 2.05.06-85*, к магистральным газонефтепроводам
относят трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм с
избыточным давлением транспортируемого продукта не более 10 МПа,
предназначенные для транспортировки:
9
 природного или попутного нефтяного углеводородного газа из районов
добычи (от головных КС) до ГРС городов и населенных пунктов;
 сжиженных углеводородных газов с упругостью насыщенных паров не более
1,6 МПа при температуре 45 °С с мест производства (заводов) до мест потребления
(перевалочные базы, пункты налива, промышленные и сельскохозяйственные
предприятия, порты, ГРС, пусковые базы);
Рис. 1. Схема магистрального газопровода
/-газовая скважина со “шлейфом”; 2-газосборный пункт; з-газопромысловый
коллектор- 4 -головные сооружения; 5-ГКС; 6 -магистральный газопровод; 7запорная арматура- 8-промежуточная КС; 9. II, 13-переходы соответственно
через малую преграду, дорогу и трупную водную преграду; 1О-линия связи; 12аварийный запас труб; 14 - вдольтрассовая дорога с подъездами; 15, 26 –ГРС; 16 отвод от газопровода; 17—защитное сооружение; 18—система ЭХЗ; 19—ЛЭП;20
— ПХГ- 21 — КС ПХГ; 22 — водосборник; 23 — дом линейного ремонтерасвязиста; 24 — лупинг; 25 -вертолетная площадка; 27-ГРП; 28 -городские газовые
сети
 нефти из районов добычи (от головных перекачивающих НС) до мест
потребления (нефтебазы, перевалочные базы, нефтеперерабатывающие заводы
(НПЗ) или нефтехимические комплексы, пункты налива, отдельные промышленные
предприятия и порты;
 нефтепродуктов от мест производства (НПЗ или нефтехимические комплексы)
до мест потребления (нефтебазы, перевалочные базы, пункты налива, отдельные
промышленные предприятия и порты);
 товарной продукции в пределах головных и промежуточных КС, нефте- и
нефтепродуктоперекачивающих НС, станций подземного хранения газа, ГРС,
замерных пунктов.
Аналогично
аммиакопроводы.
определяют
магистральные
водо-,
конденсато-
и
В состав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и
наземные объекты (рис. 1).
10
На промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным
индивидуальным газопроводам (“шлейфам”) поступает на газосборные пункты, где
осуществляют первичный замер его, а при необходимости и редуцирование. От
газосборных пунктов газ поступает в промысловый газосборный коллектор и по
нему на головные сооружения (установку комплексной подготовки газа—УКПГ),
где проводят его очистку, осушку, вторичный замер и доведение до товарной
кондиции. На головной КС газ компримируется до номинального рабочего давления
(как правило, до 7,5 МПа). Затем он поступает в линейную часть магистрального
газопровода.
К линейной части магистрального газопровода относят собственно
магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и
искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи,
вдольтрассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами
Рис. 2. Схема магистрального нефтепровода
/—система законтурного заводнения; 2—нефтяная скважина; З—нефтесборный
трубопровод; 4—нефтесборный пункт; 5—головные сооружения с резервуарным
парком; 6—ГНС; 7—запорная арматура; 8— камера приема и пуска скребка; 9—
магистральный нефтепровод; 10—12—переходы соответственно через малую
преграду, дорогу, крупную водную преграду; 13 — ГНС с резервуарным парком; 14
— отвод к промежуточному потребителю; /5 — ЛЭП: 16 — система ЭКЗ; 17 —
лупинг; 18 — дом линейного ремонтера-связиста; 19 — КНС; 20 — НПЗ или НХК;
21 — вертолетная площадка; 22 — защитное сооружение; 23 — вдольтрассовая
дорога с подъездами; 24 — аварийный запас труб; 25 — линия связи
К промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками и другими
узлами, системой электрохимической защиты; лупинги, аварийный запас труб,
вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.
В состав наземных объектов магистрального газопровода входят КС, ГРС и
АРП. Основные сооружения КС—компрессорный цех, ремонтно-эксплуатационный
и служебно-эксплуатационные блоки, площадка с пылеуловителями, градирня,
резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС,
как правило, сооружают жилой поселок. Головные сооружения и головная КС часто
11
представляют собой единый площадочный комплекс. КС отстоят друг от друга на
расстоянии примерно 125 км.
Газ, поступающий на ГРС, дополнительно обезвоживается, очищается,
редуцируется (до 1,2 МПа), одоризуется, замеряется и распределяется по
трубопроводам отдельных потребителей или групп их.
Подземные хранилища газа (с КС или без них) предназначены для
регулирования сезонной неравномерности потребления газа (летом газ в них
накапливается, а зимой подается потребителям). Подземные хранилища газа
сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров. Обычно газ
закачивают в водоносные горизонты пористых пород, выработанные нефтяные и
газовые месторождения или в специально разработанные (вымытые) хранилища в
соляных отложениях значительной мощности.
В состав сооружений
приведенные на рис. 2.
магистрального
нефтепровода
входят
объекты,
Нефть от скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на
нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные
сооружения—установку комплексной подготовки нефти (УКПН), где осуществляют
отстой, обезвоживание, отделение попутного газа, сероочистку и другие операции.
Отсюда нефть подают на головную НС, а затем в магистральный нефтепровод.
Промежуточными НС нефть перекачивается до конечной НС, а затем потребителю.
Система законтурного (внутриконтурного) заводнения обеспечивает поддержание
пластового давления, повышение дебита скважин и нефтеотдачи пластов.
Структурно-объектный
состав
магистрального
нефтепродуктопровода
аналогичен составу нефтепровода. Отличительная особенность его—меньший
диаметр труб и большее число отводов к нефтебазам.
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ И РАЗДЕЛЕНИЕ
ИХ НА КАТЕГОРИИ
Конструктивные схемы линейной части трубопроводов
Как уже отмечалось, основной составляющей магистрального трубопровода
является линейная часть, представляющая непрерывную нить, сваренную из
отдельных труб и уложенную вдоль трассы тем или иным способом. Линейная часть
трубопровода прокладывается в самых разнообразных топографических,
геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Наряду с участками,
обладающими большой несущей способностью, вдоль трассы часто встречаются
участки с грунтами малой несущей способности, а также болотистые участки,
участки многолетнемерзлых грунтов и др. Кроме того, магистральные
трубопроводы пересекают значительное число естественных и искусственных
препятствий (реки, озера, железные и шоссейные дороги), требующих
12
соответствующих конструктивных решений, которые обеспечивают как надежную
работу трубопровода, так и беспрепятственную эксплуатацию пересекаемых
искусственных сооружений по их прямому назначению.
В настоящее время при сооружении магистральных трубопроводов
применяют подземную, полуподземную, наземную и надземную схемы.
Подземная схема укладки является наиболее распространенной (98% от
общего объема сооружаемой линейной части). При подземной схеме (рис. 3, а)
отметка верхней образующей трубы располагается ниже отметки дневной
поверхности грунта.
Полуподземная схема укладки (рис. 3, б) предусматривает сооружение
трубопровода, при которой нижняя образующая трубы расположена ниже, а верхняя
выше дневной поверхности грунта.
Наземная схема укладки (рис. 3, в) характеризуется тем, что нижняя
образующая трубы имеет отметку на уровне дневной поверхности грунта или выше
(на грунтовой подушке). При наземной укладке трубопровод обваловывается
привозным или местным грунтом.
Надземная схема укладки предусматривает сооружение трубопровода над
землей (рис. 3, г) на опорных устройствах различного рода.
Подземная схема укладки применима в любых районах СНГ. Однако эта
схема для участков ряда районов может оказаться экономически невыгодной по
сравнению с другими схемами. Такими участками являются: участки
многолетнемерзлых грунтов при перекачке по трубопроводу продукта, длительное
время имеющего положительную (выше 0° С) температуру; участки горных
выработок со значительными смещениями грунта, если трубопровод укладывается
без специальных компенсирующих устройств; участки активных оползней в горных
районах; участки пересечения горных рек с блуждающими и сильно размываемыми
руслами.
Кроме того, всесторонне должен рассматриваться вопрос о целесообразности
подземной укладки (особенно газопроводов) на участках с высоким стоянием
грунтовых вод. Необходимость специальной балластировки и надежного
антикоррозионного покрытия значительно удорожает стоимость строительства. В
этом случае следует подземную схему сравнить с другими возможными схемами и
выбрать наиболее целесообразный вариант с учетом комплекса требований,
предъявляемых к газопроводу на данном участке.
13
а
б
в
г
Рис. 3. Схемы укладки трубопроводов
Наземную и полуподземную схемы укладки применяют в сильно
обводненных и заболоченных районах. Наземная укладка позволяет избежать
дорогостоящей балластировки для труб средних и крупных диаметров. Наземную
укладку стали применять и на участках с пылеватыми мелкодисперсными грунтами
при высоком стоянии грунтовых вод. Недостатком ее является плохая устойчивость
грунта насыпи, который иногда оползает, а труба оголяется.
Область применения полуподземной и наземной схем укладки более
ограничена, чем подземной. Это объясняется тем, что устройство грунтового валика
над трубой из параллельной канавы — резерва или из привозного грунта нарушает
естественное состояние поверхности земли, естественный водосток, создает
искусственное препятствие для движения транспорта. Применять полуподземную и
наземную схемы укладки в густо заселенных районах, на сельскохозяйственных
угодьях, как правило, нецелесообразно.
Надземную схему укладки трубопроводов применяют в основном при
переходах через искусственные и естественные препятствия, районы горных
выработок, участки многолетнемерзлых грунтов. Ограниченное распространение
надземной схемы укладки объясняется двумя причинами. Первая причина
заключается в особом характере строительно-монтажных работ. Если укладки
трубопроводов всех других видов могут быть почти полностью механизированы и
выполняться как единый технологический процесс, то надземная укладка в силу
особенностей конструкции надземного трубопровода существенно усложняет
процесс строительства. Хотя при надземной схеме земляные работы почти
исключаются, однако добавляются более сложные специальные работы по созданию
опор, установке и закреплению трубы на опорах. Последние две операции требуют
от строителей специальных профессиональных навыков, а также постоянного
высокоточного геодезического обслуживания. Кроме того, при надземной укладке
число кривых вставок намного превышает их число при других видах укладки.
Вторая причина заключается в том, что расположение трубопровода над
поверхностью земли создает дополнительное искусственное препятствие. При
большой протяженности надземного трубопровода требуется устройство
14
значительного числа переездов для транспорта, а в северных районах - специальных
проходов для животных.
Поэтому надземную укладку на участках большой протяженности применяют
только в тех случаях, когда укладка по другим схемам нецелесообразна.
Классификация трубопроводов и их участков
по сложности строительства
Строителей магистральных трубопроводов перед началом строительства
интересует вопрос: насколько сложным будет строительство, какие ресурсы
(трудовые и технические) могут потребоваться при этом и т. п. Поэтому уже при
проектировании необходимо достаточно точно определить уровень сложности
строительства трубопровода.
Остановимся кратко на характеристике условий, определяющих сложность
сооружения трубопровода. Очевидно, условия строительства могут изменяться от
нормальных (для данного момента времени и соответствующей ему техники), т. е.
таких, при которых возможна организация непрерывного строительного потока, при
наибольшей производительности строительных и монтажных подразделений, до
крайне сложных, при которых, несмотря на все затрачиваемые усилия, темп
строительно-монтажных работ значительно (иногда в несколько раз) снижается по
сравнению с темпом работ при нормальных условиях. Даже на самой простейшей
трассе при определенных обстоятельствах строительно-монтажные работы могут
стать весьма сложными. Например, в период сильных дождей обычная равнинная
трасса становится труднопроходимой, а иногда даже непроходимой для обычных
машин. Однако такое состояние для данной трассы нехарактерно. На горной же
трассе в любое время года сохраняются условия, которые значительно усложняют
выполнение строительно-монтажных работ; то же можно сказать и о трассах
трубопроводов в районах распространения болот и мерзлых грунтов.
Таким образом, сложными назовем участки, на которых в период всего
строительства сохраняются условия, исключающие обычные, типовые для
линейного строительства методы работ. На таких участках необходимы
специальные машины и специальная технологическая схема ведения работ.
В соответствии со СНиП 2.05.06-85* магистральные трубопроводы
классифицированы следующим образом.
Газопроводы подразделены на два класса: I класс — рабочее давление газа от
2,6 МПа до 10 МПа (26 кгс/см2 до 100 кгс/см2) включительно; II класс —
газопроводы с рабочим давлением газа от 1,2 до 2,5 МПа (от 12 до 25 кгс/см 2)
включительно.
Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделены на четыре класса: I
класс — нефтепроводы и нефтепродуктопроводы при условном диаметре свыше
1000 мм до 1400 мм; II класс — при условном диаметре труб от 500 до 1000 мм
включительно; III класс — при условном диаметре труб от 300 до 500 мм
включительно; IV класс — трубопроводы с условным диаметром менее 300 мм.
Сложные для строительства трассы, в свою очередь, могут иметь участки
различной сложности. Зная категорию сложности участка, можно заранее наметить
15
строительные подразделения и их оснащенность. По сложности производства работ
участки трассы подразделяются на три категории.
К участкам I категории сложности относятся подводные и надводные
переходы через реки, имеющие ширину по зеркалу воды более 50 м, болота II и III
типов, барханные незакрепленные пески, отдельные продольные уклоны крутизной
более 30° и протяженностью более 100 м, горные участки с чередованием подъемов
и спусков крутизной от 10° и более, поворотов и наличием косогорных участков
любой крутизны, вечномерзлые грунты.
К участкам II категории сложности относятся подводные и надводные
переходы через реки шириной по зеркалу воды до 50 м, закрепленные барханные
пески, болота I типа, продольные уклоны крутизной до 30°, косогорные участки с
боковой крутизной до 15°, подземные и воздушные переходы через железные
дороги, отдельные продольные уклоны крутизной более 30° и протяженностью
менее 100 м, овраги и балки.
К участкам III категории сложности относятся участки, не вошедшие в I и II
категории.
Определяя далее сложность трассы в целом можно подразделить их на
следующие типы:
при наличии в общей длине трассы более 50% участков I и II категорий
сложности, в том числе не менее 30% I категории — трасса особой сложности;
при наличии от 15 до 50% участков I и II категорий сложности, в том числе не
менее 10% I категории — трасса повышенной сложности;
при наличии до 15% участков I и II категорий сложности — трасса
нормальной сложности.
Изучая характер трассы по топографическим картам, можно определить
сложность трассы в целом и соответствующим образом готовиться к строительству
такого трубопровода.
16
3. СЛОВАРЬ ПОНЯТИЙ
Линейная часть представляет собой непрерывную трубу между отдельными
перекачивающими станциями, пересекающую на всем протяжении от начальной до
конечной точек множество естественных и искусственных препятствий, обходящую
населенные пункты и особо сложные для строительства участки.
Компрессорные станции (КС), насосные станции – принимают и
направляют перекачиваемый продукт далее по трубопроводу до следующей станции
к конечным и промежуточным разделительным пунктам.
Газораспределительные станции (ГРС) предназначены для снижения
давления газа до уровня, необходимого потребителям газа.
Подземные газохранилища обеспечивают регулирование сезонной
неравномерности потребления газа.
4. МАТЕРИАЛЫ,
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ В ПРОЦЕССЕ ОБУЧЕНИЯ
4.1. Материалы к лекции
Возможен следующий план лекции:
1. Состав магистральных трубопроводов.
2. Конструктивные схемы линейной части трубопроводов.
3. Классификация трубопроводов.
4. Разделение трубопроводов и их участков на категории.
Материалы к семинару
План семинара:
1. Знакомство с I, II разделами СНиП 2.05.06.85*.
2. Ответы на вопросы по СНиП 2.05.06.85*.
3. Выводы по разделам СНиП 2.05.06.85*.
СНиП 2.05.06.85*
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Магистральные трубопроводы (газопроводы, нефтепроводы и
нефтепродуктопроводы)1 следует прокладывать подземно (подземная прокладка).
Прокладка трубопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная
прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как
17
исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в п. 7.1.
При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие
надежную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
__________
1
В тексте норм, за исключением особо оговоренных случаев, вместо слов:
„магистральный(е) трубопровод(ы) ” будет употребляться слово „трубопровод(ы)”.
1.2. Прокладка трубопроводов может осуществляться одиночно или
параллельно другим действующим или проектируемым магистральным
трубопроводам — в техническом коридоре.
1.3. Под техническим коридором магистральных трубопроводов надлежит
понимать систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе,
предназначенных для транспортирования нефти (нефтепродукта, в том числе
сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата) .
В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии
обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка
в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и
газопроводов.
1.4. Предельно допустимые (суммарные) объемы транспортирования
продуктов в пределах одного технического коридора и расстояния между этими
коридорами определяются согласно строительным нормам и правилам,
утвержденным в установленном порядке.
1.5. Не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территориям
населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий,
аэродромов, железнодорожных станций, морских и речных портов, пристаней и
других аналогичных объектов.
1.6. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения
возможности повреждения магистральных трубопроводов и их объектов вокруг них
устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих
зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами охраны
магистральных трубопроводов.
1.7. Температура газа, нефти (нефтепродуктов), поступающих в трубопровод,
должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и
требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности,
устойчивости и надежности трубопровода.
Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при
проектировании.
1.8. Трубопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом
максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет
применения, как правило, труб с заводской изоляцией и сборных конструкций в
блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей,
изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих
качественное их изготовление. При этом принятые в проекте решения должны
обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
18
2. КЛАССИФИКАЦИЯ И КАТЕГОРИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1. Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в
трубопроводе подразделяются на два класса:
I — при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до100 кгс/см2)
включ.;
II — при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см2) включ.
2.2. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от
диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм:
I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;
II - то же, свыше 500 до 1000 включ.;
III — то же. свыше 300 до 500 включ.;
IV — 300 и менее.
2.3. Магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории,
требования к которым в зависимости от условий работы, объема неразрушающего
контроля сварных соединений и величины испытательного давления приведены в
табл. 1.
Таблица 1
Категория
трубопровода и
его участка
В
I
II
III
IV
Коэффициент
Количество
Величина
условий работы
монтажных сварных давления при
трубопровода при
соединений,
испытании и
расчете его на
подлежащих
продолжительн
прочность,
контролю
ость испытания
устойчивость и
физическими
трубопровода
деформативность m
методами, % от
общего количества
0,60
0,75
0,75
0,90
0.90
Принимается
по
СНиП III-42-80*
Примечание. При испытании трубопровода для линейной его части
допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в
металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на
толщину стенки.
19
2.4. Категории магистральных трубопроводов следует принимать по табл. 2.
Таблица 2
Назначение трубопровода
Категория трубопровода при
прокладке
подземной
наземной и
надземной
Для транспортирования природного
газа:
а) диаметром менее 1200 мм
б) диаметром 1200 мм и более
в) в северной строительноклиматической зоне
Для транспортирования нефти и
нефтепродуктов:
а) диаметром менее 700 мм
б) диаметром 700 мм и более
в) в северной строительноклиматической зоне
IV
III
III
III
III
III
IV
III
III
III
III
III
2.5. Категории участков магистральных трубопроводов следует принимать по
табл. 3*.
Таблица 3*
Назначение участков трубопроводов
1
1. Переходы через водные преграды:
а) судоходные — в русловой части и
прибрежные участки длиной не менее
25 м каждый (от среднемеженного
горизонта
воды)
при
диаметре
трубопровода. мм:
1000 и более
менее 1000
б) несудоходные шириной зеркала воды
в межень 25 м и более — в русловой
части и прибрежные участки длиной не
20
Категория участков при прокладке
газопроводов
нефтепроводов и
нефтепродуктопро
водов
подз наземн надзе подзе наземн надзе
емно ой мной мной ой мной
й
2
3
4
5
6
7
I
I
-
I
I
В
I
-
В
I
менее
25
м
каждый
(от
среднемеженного горизонта воды) при
диаметре трубопровода, мм:
1000 и более
I
менее 1000
I
в) несудоходные шириной зеркала воды I
в межень до 25 м—в русловой части,
оросительные и деривационные каналы
г) горные потоки (реки)
I
д) поймы рек по горизонту высоких вод
10%-ной обеспеченности при диаметре
трубопровода, мм:
700 и более
I
менее 700
II
е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод
10%-ной обеспеченности
2. Переходы через болота типа:
а) I
III
б) II
II
в) III
I
3. Переходы через железные и
автомобильные дороги (на перегонах):
а) железные дороги общей сети, I
включая участки длиной 40 м каждый
по обе стороны дороги от осей крайних
путей, но не менее 25 м от подошвы
насыпи земляного полотна дороги
б) подъездные железные дороги I
промышленных предприятий, включая
участки длиной 25 м каждый по обе
стороны дороги от осей крайних путей
в) автомобильные дороги I и II I
категорий, включая участки длиной 25
м каждый по обе стороны дороги от
подошвы насыпи или бровки выемки
земляного полотна дороги
г) автомобильные дороги II, III-п, IV , I
IV-п категорий, включая участки
длиной 25 м каждый по обе стороны
дороги от подошвы насыпи или бровки
выемки земляного полотна дороги
д) автомобильные дороги V категории, III
включая участки длиной 15м по обе
-
I
I
II
В
I
I
-
I
I
I
-
II
I
-
I
-
II
II
-
I
I
I
-
I
I
II
III
III
II, III1
III
II
III
II
II,
III1
II
В
II
В
II,
III1
III
I
-
I
I
-
I
-
II
III
-
II
-
I
I
-
I
-
I
III
-
I
-
III
III
-
III
21
стороны дороги от подошвы насыпи
или бровки выемки земляного полотна
е) участки трубопроводов в пределах
расстояний, указанных в табл. 4,
примыкающие к переходам:
через все железные дороги и
автомобильные дороги I и II категорий
через автомобильные дороги III, III-п,
IV, IV-п и V категорий
4. Трубопроводы в горной местности при
укладке:
а) на полках
б) в тоннелях
5. Трубопроводы, прокладываемые в
слабосвязанных барханных песках в
условиях пустынь
6. Трубопроводы, прокладываемые по
поливным и орошаемым землям:
а) хлопковых и рисовых плантаций
б)
прочих
сельскохозяйственных
культур
7. Трубопроводы, прокладываемые по
территории
распространения
вечномерзлых грунтов, имеющих при
оттаивании относительную осадку
свыше 0,1
8. Переходы через селевые потоки,
конуса выносов и солончаковые грунты
9*.
Узлы
установки
линейной
арматуры(за исключением участков
категорий В и I)
10. Газопроводы на длине 250 м от
линейной запорной арматуры и
гребенок подводных переходов (за
исключением участков категории В и I)
11.Трубопроводы на длине 100 м от
границ примыкающих участков II
категории, приведенных в поз. 3 е
12.Трубопроводы,
примыкающие
к
территориям СПХГ, установок очистки
и осушки газа, головных сооружений со
стороны коллекторов и трубопроводов
в пределах расстояний, указанных в
поз.5 табл. 4
22
II
II
II
III
II
II
III
III
III
III
-
III
III
III
-
II
II
-
III
I
III
I
III
III
I
III
I
III
II
III
-
-
II
III
-
-
II
II
II
II
II
II
II
-
II
II
-
II
II
II
II
III
-
-
II
II
II
-
-
-
III
III
III
III
III
III
I
-
I
II
-
I
13.Межпромысловые коллекторы
14.Узлы пуска и приема очистных
устройств,
а
также
участки
трубопроводов
длиной
100
м,
примыкающие к ним
15.Трубопроводы в пределах территорий
ПРГ линейной части газопроводов
16*.Трубопроводы,
расположенные
внутри зданий и в пределах территорий
КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС. НПС.
УЗРГ,
включая
трубопроводы
топливного и пускового газа
17*.Узлы подключения в газопровод,
участки между охранными кранами,
всасывающие
и
нагнетательные
газопроводы КС, СПХГ, УКПГ, УППГ,
ДКС
(шлейфы)
и
головных
сооружений, а также газопроводы
собственных нужд от узла подключения
до ограждения территории указанных
сооружений
18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в
пределах расстояний, указанных в поз.
8 табл. 4, а также участки за охранными
кранами длиной 250 м
19.Трубопроводы,
примыкающие
к
секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной
250 м в обе стороны
20.
Пересечения
с
подземными
коммуникациями (канализационными
коллекторами,
нефтепроводами,
нефтепродуктопроводами,
газопроводами, силовыми кабелями и
кабелями
связи,
подземными,
наземными
и
надземными
оросительными системами и т.п.) в
пределах 20 м по обе стороны от
пересекаемой коммуникации
21. Пересечения с коммуникациями,
приведенными в поз. 20, и между собой
многониточных
магистральных
газопроводов диаметром свыше 1000
мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см2 ) и
более нефтепроводов диаметром свыше
II
I
II
I
II
I
I
I
I
В
В
В
-
-
-
В
В
В
I
I
I
I
I
I
-
-
-
II
II
II
-
-
-
I
I
I
-
-
-
II
-
-
II
-
-
I
-
-
II
-
-
23
700 мм в пределах 100 м по обе стороны
от пересекаемой коммуникации
22. Пересечения (в обе стороны) в
пределах расстояний, указанных в поз.
12 табл. 4*, с воздушными линиями
электропередачи напряжением, кВ:
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
23.Трубопроводы, прокладываемые по II
II
II
II
II
II
подрабатываемым
территориям
и
территориям, подверженным карстовым
явлениям
24. Переходы через овраги, балки, рвы и III
III
III III
III
III
пересыхающие ручьи
25. Нефтепроводы и
I
I
I
нефтепродуктопроводы,
(без
прокладываемые вдоль рек шириной
предварительного
зеркала воды в межень 25 м и более,
гидравлического
каналов, озер и других водоемов,
испытания на
имеющих рыбохозяйственное значение,
трассе)
выше
населенных
пунктов
и
промышленных
предприятий
на
расстоянии от них до 300 м при
диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м
при диаметре труб до 1000 мм включ.;
до 1000 м при диаметре труб свыше
1000 мм
26*. Газопроводы, нефте- и
II
II
II
II
II
II
нефтепродуктопроводы,
(если они не относятся к более
прокладываемые в одном техническом высокой категории по виду прокладки
коридоре, в местах расположения УЗРГ,
и другим параметрам)
ПРГ, узлов установки линейной
запорной арматуры, пуска и приема
очистных
устройств,
узлов
подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ,
ДКС, ГС в трубопровод в пределах
расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14
,15, 17 и 19, а от узлов подключения КС
в трубопровод в пределах 250 м по обе
стороны от них
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
24
народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при
соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию.
2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III-4280*.
3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при
соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка
как для наиболее высокой категории на данном массиве болот.
4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные
преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе
смонтированного трубопровода в один этап.
5*. 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.
6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и
автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз. 3.
7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек,
подлежащих затоплению под водохранилище, следует принимать как для
переходов через судоходные водные преграды.
8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами
(менее 20 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.
9. Категорийность участков трубопроводов на переходах через
водохранилища, пруды, озера следует принимать:
для судоходных — по поз. 1а;
для несудоходных — по поз. 1б и 1в.
10. Знак «-» в таблице означает, что категория не регламентируется.
_________
1
II — для диаметра 700 мм и более, III — для диаметра до 700 мм
Вопросы к разделам.
1. Какие ландшафтные условия предполагают отнесение участков
строительства к В и I категориям?
2. На какие классы подразделяются газопроводы и нефтепроводы?
3. Какая схема укладки в настоящее время наиболее распространена и
почему?
4. Что входит в состав линейной части газопровода и нефтепровода?
25
Выводы:
Для того, чтобы правильно выбрать технологию строительства и произвести
прочностной расчет трубопровода, кроме технологии, выбрать материалы
трубопровода, изоляции, технику для производства работ необходимо четко
определить какую схему прокладки выбрать, к какой категории относится участок
строительства. Для этого необходимо уметь пользоваться нормативной
документацией, знать ее положения и на основании этого обосновывать свои
решения.
5. ТЕСТЫ И ЗАДАНИЯ ДЛЯ КОНТРОЛЯ
ЗА РЕЗУЛЬТАТАМИ ОБУЧЕНИЯ
5.1. Тесты
На оценку «удовлетворительно»
1. Заполните пробелы.
а). Газопровод подразделяют на……….класса.
Нефтепроводы подразделяются на……….класса.
б). Магистральный трубопровод – это…………
в). К участкам В категории относятся -………..
г). Состав линейной части газопровода – ……..
д). Состав линейной части нефтепровода – ……..
е). Рабочее давление газа в газопроводе I класса.
ж). Условный диаметр в нефтепроводах I класса.
На оценку «хорошо»
1. Произведите классификацию газопровода, если внутреннее давление составляет 10МПа.
Произвести классификацию нефтепровода при условном диаметре 1200 мм .
2. Определите к какой категории относится участок, если магистральный
трубопровод проходит через реку шириной зеркала 75 м.
На оценку «отлично»
1. Обоснуйте, почему необходимо делить трассу на участки по категориям.
2. Обоснуйте высшую категорию участка нефтепровода, проходящую
через реку З.Двина.
26
ЛИТЕРАТУРА:
1. Буланов А. Обучение по модульным программам // Народное образование. –
1999. - № 7-8. – С. 87-88.
2. Вадзiнскi Д.I. Прынцыпы модульнага навучання // Весцi Беларускага.
Дзяржаунага педагагiчнага унiверсiтэта. – 1998. - № 3. – С. 3-9.
3. Кларин М.В. Инновации в мировой педагогике: обучение на основе
исследования, игры и дискуссии. (Анализ зарубежного опыта) //Адукацыя i
выхаванне. – 1999. - № 10. – С. 58-68.
4. Колгерина Д.Ш. Модульная система обучения [структура, характеристика
каждого модуля] // Среднее профессиональное образование. – 1998. - № 2. – С.
16-17.
5. Оболонкин В.В. Модульная система образования в Англии: (На примере
Кингстон. Университета) // Высшая школа. – 1997. – Вып. 5. – С. 57-58.
6. Основы социально-гуманитарных наук: Учебно-методический комплекс:
Учеб. Пособие. В 2 ч. Ч. 1 / Г.И.Бабко, В.М. Землякова, М.В.Кондратова и др.;
Под общей ред. Г.И.Бабко. – Мн.: РИВШ БГУ, 2003. – 258 с.
7. Попытаев В.И. Учебно-методический комплекс как средство активизации
методической работы кафедры // Педагогика высшей школы: Сб. ст. Горки,
1998. – С. 99-105.
8. Сергеенкова В.В. Модульно-рейтинговая система (из опыта работы
исторического факультета БГУ)// Вышэйшая школа. – 2003. - № 3. – С.660-67.
9. Учебно-методический комплекс: модульная технология разработки: Учеб.метод. Пособие / А.В.Макаров, З.П. Трофимова, В.С.Вязовкин,
Ю.Ю.Гафарова. – Мн., 2003.
27
МОДУЛЬ-2 (тема):
«Прочность подземных трубопроводов»
ВВЕДЕНИЕ
Проблема прочности подземных трубопроводов является фундаментальной
для сооружения объектов трубопроводного транспорта. Длительность надежной
безаварийной эксплуатации магистрального трубопровода в значительной мере
определяется его прочностными характеристиками. Многообразие силовых
воздействий на трубопровод требует внимательного подхода к расчетам прочности с
тем, чтобы учесть все факторы, определяющие основные усилия в материале
конструкций и их статистическую работу.
1. СХЕМА ИЗУЧЕНИЯ НОВОГО МАТЕРИАЛА
№
п/п
Тема занятий
Тип занятий
Вид занятий Количество
часов
1.
Нагрузки и воздействия
Изучение нового
материала
Лекция
2 ч.
2.
Проверка прочности
Практическое
занятие
1 ч.
3.
Прочность подземных
трубопроводов
Углубление и
систематизация
учебного
материала
Итоговый
контроль
Практическое
занятие
1 ч.
2. ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ ПО МОДУЛЮ-2
«ПРОЧНОСТЬ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»
Внутренние усилия в трубопроводных конструкциях появляются от внешних и внутренних
нагрузок. Причем эти нагрузки изменяются в зависимости от характеристик окружающей
среды, параметров перекачиваемого продукта и т.п.
К нагрузкам относят внутренне давление продукта в трубопроводе, вес
конструкций, оборудования, давления грунта, снега, ветра, испытательные нагрузки
и т.п.
К воздействиям относят предварительное напряжение элементов, изменение
температуры, просадки оснований, обусловленные коренным изменением
структуры грунта (просадки в районах горных выработок, разжижение грунта,
оползни и т.п.), сейсмические явления.
26
Как видно из этого перечня, особой четкости в таком подразделении не
имеется, хотя и улавливается стремление отнести к воздействиям нагрузки, в
меньшей мере зависящие от размеров и форм конструкции.
Для линейной части трубопровода основными являются из нагрузок –
внутренне давление, давление грунта, собственный вес труб и продукта, а из
воздействий – изменение температуры, просадка и разжижение грунта, давление
оползающих грунтов.
Учет внутреннего давления при расчетах прочности трубопроводов
обязателен во всех случаях, а остальные нагрузки учитываются в зависимости от
конкретных условий и конструктивных схем трубопровода на тои или ином участке.
Установлено, например, что вертикальное давление грунта на стальные
магистральные трубопроводы диаметром до 1400 мм при нормальных глубинах
заложения и устойчивом состоянии грунта не вызывает таких напряжений в стенке
трубы, которые могли бы разрушить ее. Если же рассматривать напряженное
состояние трубопровода на участке оползающего грунта или на сильно
деформируемом основании, то давление грунта может вызвать наиболее опасное
для прочности труб напряженное состояние. На таких участках и масса труб, и
масса заполняющего их продукта может привести к опасным для прочности труб
напряжениям, а на продольных уклонах масса труб, внутреннее давление в
трубопроводе и силовое воздействие оползающего грунта вызывают в материале
труб, кроме того, и продольное напряжение.
В соответствии с принятой методикой расчета прочности по предельным
состояниям различают расчетные и нормативные нагрузки. Под нормативной
понимают нагрузку Np , установленную нормативными документами и
определенную на основании статистического анализа при нормальной эксплуатации
сооружения. Расчетной называют нагрузку Np, учитывающую возможное
отклонение от нормативной.
Np = nN(н),
(1)
где n – коэффициент перегрузки. Коэффициенты перегрузки nдля различных видов
нагрузки и воздействий регламентируются СНИП (табл. 1). Все нагрузки и
воздействия подразделяются на постоянные, временные и особые.
К постоянным относят нагрузки, которые приложены к той или иной
конструкции в течение всего срока эксплуатации сооружения, в состав которого
входит конструкция (собственная масса, давление грунта и грунтовых вод,
предварительное напряжение).
Временными называют нагрузки и воздействия, которые действуют на
сооружение или отдельную конструкцию в течение ограниченного периода,
меньшего, чем расчетный период эксплуатации сооружения. В свою очередь,
временные нагрузки подразделяют на длительные и кратковременные. К
длительным временным нагрузкам относятся масса стационарного оборудования,
материалов. Масса жидкости, хранимой в резервуарах и перекачиваемой по
трубопроводам, давление перекачиваемого продукта, длительные температурные
усилия в конструкциях. К кратковременным относят снеговые и ветровые нагрузки,
27
обледенение, транспортные и монтажные нагрузки, испытательные нагрузки и т.п.,
т.е. нагрузки, действие которых может длиться от нескольких секунд (транспортная)
до нескольких месяцев (снег, обледенение).
Особые – это нагрузки и воздействия. Определяемые нарушениями
технологического режима эксплуатации сооружения, резкими изменениями
естественного состояния грунта (обвалы, просадки, оползни и т.п.), нагрузки от
землетрясений, называемые сейсмическими.
Таблица 1
Коэффициент перегрузки n в зависимости от нагрузок и воздействий
Характер
нагрузок и
воздействий
Постоянные
Временные
длительные
Кратковремен
ные
Особые
28
Нагрузки и воздействия
Собственный вес трубопровода и обустройств
Воздействие предварительного напряжения трубопровода
(упругий изгиб и др.)
Давление грунта
Гидростатическое давление воды
Внутренне давление:
для газопроводов
для нефтепроводов диаметром 700-1400 м с
промежуточными НПС без подключения емкостей
для нефтепроводов диаметром 700-1400 мм без
промежуточных НПС или с промежуточными НПС,
работающими постоянно только с подключенной
емкостью, а также для нефтепроводов и
нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм
Вес продукта или воды
Температурные воздействия
Воздействия неравномерных деформаций грунта, не
сопровождающиеся изменением его структуры (просадки,
пучения и др.)
Нагрузки:
снеговая
ветровая
гололедная
Нагрузки и воздействия, возникающие:
при пропуске очистных устройств
при испытании трубопроводов
Воздействия:
селевых потоков и оползней
деформаций земной поверхности в районах горных
выработок и карстовых районах
деформаций грунта, сопровождающихся изменением его
Коэффициент
перегрузки n
(1)
1
(0.8)
1
1.1
1.15
1.1
1 (0.95)
1
1.5
1.4
1.2
1.3
1.2
1
1
1
1
структуры (например, деформации просадочных
грунтов при замачивании)
Для линейной части магистральных трубопроводов наиболее характерными
являются следующие нагрузки и воздействия:
собственный вес трубопровода
qт = q0n,
(2)
где q0 – вес сооружения или конструкции, определяемый по геометрическим
размерам; n = 1.1 – коэффициент перегрузки (см. табл. 1).
давление грунта qгр, определяемое с учетом фактических размеров
конструкций и состояния грунта по формулам механики грунтов (1);
гидростатическое давление воды, определяемое по одному из основных
правил гидростатики: давление жидкости в любой точке не зависит от
ориентировки, т.е. угла наклона площадки действия, и определяется лишь высотой
столба жидкости над рассматриваемой точкой, т.е.
рв = вhg
(3)
где в – плотность жидкости; h – высота столба жидкости над рассматриваемой
точкой; g – ускорение свободного падения;
воздействие предварительного напряжения, создаваемого за счет упругого
изгиба при поворотах трубопровода в горизонтальном и вертикальном
направлениях; при расчетах следует принимать нормативное значение нагрузки от
предварительного напряжения равным и, так как по табл. 1. n = 1;
внутреннее давление (нормативное)
р = рr(н)n
(4)
где рr(н) - расчетное давление газа (нефти и т.д.); n – коэффициент, принимаемый по
табл. 1.
вес продукта, заполняющего 1 м длины трубопровода:
газа
g г  215 g
npDвp
zT
(5)
где r – плотность газа при нормальных условиях; р – внутреннее давление (4); n –
коэффициент перегрузки (см. табл. 1.); z – коэффициент сжимаемости газа; Т –
абсолютная температура;
нефти и нефтепродуктов
qн   н g
2
DВН
4
29
где н – плотность транспортируемого продукта;
температурные воздействия, рассчитываемые в соответствии с
зависимостью, устанавливающей соотношение между усилиями и температурным
перепадом t = t – t0 при невозможности температурных деформаций:
t = tЕt,
(7)
где t – действительные температурные напряжения; t – коэффициент линейного
расширения; Е – модуль упругости; t – принимается по разности температуры t
(наибольшей или наименьшей) и температуры t0, при которой фиксируются
элементы конструкции в проектном положении;
снеговая нормативная нагрузка на 1 м2 площади горизонтальной проекции
поверхности конструкции
qсн = q0с,
(8)
где q0 – вес снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли; с –
коэффициент, зависящий от формы поверхности и принимаемый по СниП II-6 74
«Нагрузки и воздействия»;
ветровая нормативная нагрузка на 1 м трубопровода
qвет = (qc(н) + qд(н))Dн,
(9)
где qc(н) – нормативная статистическая составляющая ветровой нагрузки; qд(н) –
нормативная динамическая составляющая ветровой нагрузки;
Значение qc(н) и qд(н) принимаются по СНиП II-6-76;
выталкивающая сила воды на 1 м труб
qв.в = 0.8Dн2вg,
(10)
где в – плотность воды; Dн – наружный диаметр.
Остальные нормативные нагрузки и воздействия определяют в соответствии
с конкретными условиями.
Внутренние усилия и напряжения в подземном трубопроводе
Прямолинейный трубопровод
Внутренним называют усилие в стенке трубы в каком-либо сечении. Продольным называют
усилие Р, действующее по направлению продольной (главной) оси трубопровода. Часть
полного продольного усилия Р, приходящаяся на единицу площади поперечного сечения
трубопровода, называют продольным напряжением
30
 пр 
р
F
(11)
где F – площадь поперечного сечения материала трубы, зависящая от диаметра и
толщины стенки.
Усилия, действующие в тангенциальном направлении, называют
кольцевыми, и соответственно напряжение также называют кольцевым кц. На
рисунке 1 изображен разрез участка трубы с действующими в ее материале
продольными и кольцевыми напряжениями. Эти напряжения в рабочем
трубопроводе не остаются неизменными.
Введем некоторые определения, которые дадут возможность в дальнейшем
более четко характеризовать напряженное состояние трубопровода.
Стабилизированными напряжениями будем называть напряжения,
установившиеся к какому-либо моменту в том или ином сечении трубопровода под
воздействием всех нагрузок и не изменяющиеся в дальнейшем.
Нестабилизированным будем называть напряжения, продолжающие
изменяться
во
времени
вследствие
изменений
внешних
усилий.
Нестабилизированными напряженное состояние и перемещения могут быть не
только из-за непрерывно изменяющихся внешних воздействий, но и при постоянном
воздействии; в последнем случае они обуславливаются явлением ползучести
материала труб или проявлением реологических свойств грунтов (1),
распределенных по длине трубопровода, а также изменением во времени физикомеханических свойств грунтов (например, уплотнение засыпки, изменение
влажности и т.п.). Обычно в расчетах принимается, что трубопровод находится в
грунтовой среде, обладающей какими-то средними, но вполне определенными
характеристиками, хотя совершенно ясно, что даже при укладке в одном и том же по
свойствам грунте невозможно обеспечить равномерную и одинаковой плотности
засыпку по длине трубопровода, а также равномерное прилегание труб ко дну
траншеи, прямолинейную в плане и в вертикальной плотности прокладку, если даже
по проекту требуется это сделать очень точно.
Начальным будем называть состояние, устанавливающееся в трубопроводе к
моменту испытания его на прочность, которое проводится обычно после засыпки.
Определив начальное напряженное состояние, можно установить дальнейшую
картину его изменения и определить нестабилизированные напряжения в любой
момент времени.
Начальное напряженное состояние определяют: профиль и плановое положение трубопровода;
способы производства работ по сооружению трубопровода; температурный режим
трубопровода в строительный период (замыкание монтажных стыков).
Влияние этих факторов будем рассматривать далее применительно к
конкретным условиям. Здесь же остановимся на простейшем случае, когда
строительство трубопровода ведется на равнинном участке методом наращивания
секций в нитку с непрерывным опусканием ее в траншею.
31
Рис. 5.1. Схема внутренних усилий в трубопроводе
Рис. 5.2. Схема наращивания трубопровода
Пусть к рассматриваемому моменту закончена укладка в траншею и засыпка
I, а участок II (рис. 2.) выведен из траншеи на поверхность для выполнения
изоляционных работ; на участке III осуществляется наращивание трубопровода в
нитку. Длина участка II назначается с учетом того, что на участке II без помех
должны выполняться сварочные работы, т.е. трубопровод не должен вибрировать от
воздействий машин, работающих в составе изоляционно-укладочной колонны. В
трубопроводе на участке II уже установилось некоторое напряженное состояние.
Имея в виду, что в течение одного светового дня в траншею будет опущен весь
участок II и за это же время сварочно-монтажной бригадой будет сварен новый
участок III такой же длины, можно сказать, что напряженное состояние участка II
формировалось на участке III при наращивании трубопровода. Основным фактором,
определяющим его, является температура окружающей среды (воздуха). Если бы
она оставалась в процессе монтажа неизменной сначала и до конца цикла работ по
сварке, изоляции и укладке, то сколько-нибудь значительные напряжения в трубах
на участке II и наращиваемого участка III подвергается непрерывному воздействию
продольных усилий, обусловленных изменением температуры труб с того самого
момента, как будет приварена к основной нитке трубопровода каждая последующая
секция труб.
Если бы трубопровод, лежащий на грунте, был полностью ограничен от
продольных перемещений, то в каждой наращиваемой секции изменение
температуры на 1 С, по сравнению с той, при которой она была пристыкована и
опущена на грунт, вызвало бы продольные напряжения (сжимающие или
растягивающие) 25,2 кгс/см2. Но поскольку продольное усилие вызывает
продольное перемещение трубопровода, то в нем останется лишь та часть
продольного усилия, которая обусловливается упругим взаимодействием
трубопровода и грунта.
Следовательно, правильное определение напряженного состояния подземного
трубопровода как начального, так и последующего в любой момент может быть
выполнено только с учетом продольных перемещений.
Рассмотрим напряженное состояние прямолинейного трубопровода,
находящегося под воздействием внутреннего давления р и температурного перепада
∆ t.
Прямолинейный трубопровод бесконечной длины
От внутреннего давления р в стенке трубы единичной длины возникает усилие
N (рис. 3), которое можно определить из условия
32
рDВН  2 N
(12)
откуда
N
pDВН
2
(13)
Учитывая, что N=кц , где  - толщина стенки трубы, получаем
 КЦ 
рDВН
2
(14)
Имея в виду известную из курса сопротивления материалов зависимость
между продольными и поперечными напряжениями, определим продольные
напряжения в стенке трубы:
 ПР   КЦ  
рDВН
2
(15)
Рис. 3. Схема к расчету кольцевых напряжений
где  - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона). Для сталей
=0,260,33, т.е. в среднем =0,3; соответственно для стальных труб
 ПР  0,15
рDВН
2
(16)
Если трубопровод подвергается воздействию внутреннего давления и
температуры, то (поскольку трубопровод бесконечной длины можно считать
защемленным в направлении главной оси) в нем при ∆ t0 возникают температурное
усилие
Рt=ЕF∆ t
(17)
33
И соответствующее ему продольное напряжение (7)
Pt
(18)
  t Et
F
Таким образом, при совместном действии р и ∆ t кольцевые напряжения
практически не изменятся, а продольные станут равными
 t  
 ПР 
0,15 рDВН

 Et
(19)
Знак «плюс» относится к случаю, когда ∆ t0, т.е. температура t уменьшается
по сравнению с начальной, знак «минус» - ∆ t0.
Если р=0, а ∆ t0, то напряжения в прямолинейном трубопроводе
характеризуются вторым членом уравнения (19); кольцевые напряжения
отсутствуют, если не учитывать отпора грунта радиальным перемещением стенки
трубы.
Трубопровод полубесконечной длины
В этом случае (рис. 4.а) один конец трубопровода на каком-то расстоянии от
конца I-I можно считать защемленным, а конец II-II под воздействием внутреннего
давления и температуры может перемещаться в направлении главной оси х. В
любом сечении трубопровода кц определяются по (14).
Рис. 4. Прямолинейный (а) и криволинейный (б) участки трубопровода
Продольные напряжения пр в сечениях левее I-I, где продольных
перемещений труб нет, определяются выражением (19). В концевом сечении II-II
продольное усилие
Р
2
DВН
4
 ПР 
Откуда, учитывая, что F=DВН, получаем
34
Р
F
р
(20)
(21)
 ПР 
рDВН
4
(22)
В сечениях, расположенных между I-I и II-II, продольные напряжения
изменяются в зависимости от защемления труб в грунте.
Упругоискривленный трубопровод
В процессе строительства трубопровод искривляется как в горизонтальном,
так и в вертикальном направлениях. Изгиб трубопровода вызывает появление в
стенке труб дополнительных (изгибающих) напряжений, которые зависят от радиуса
упругого изгиба R, геометрических характеристик трубы и модуля упругости. При
«чистом» изгибе трубопровода, т.е. изгибе, создаваемом изгибающими моментами в
начальном и конечном сечениях I-I (рис. 4. б) изогнутого участка, в трубопроводе
возникает по всей его длине постоянный изгибающий момент
М 
EI
R
(23)
где I – осевой момент инерции; К – радиус упругого изгиба трубопровода.
Этот момент обусловливает возникновение в стенке трубы напряжений,
распределяющихся по закону
 ПР 
Мz
I
(24)
Где z – расстояние от оси трубы до рассматриваемой точки; для трубы zmax=Dн/2,
поэтому из (23) с учетом (22) наибольшие продольные напряжения
 ПР 
EDН
2R
(25)
Учтем долее напряжения, возникающие в упругоискривленном трубопроводе
от внутреннего давления р и ∆ t .
I случай. Трубопровод не может перемещаться ни в продольном, ни в
поперечном направлениях. Этот случай может быть при укладке трубопровода в
скальном грунте. Кольцевые напряжения от внутреннего давления р будут такими
же, как и в прямолинейном трубопроводе (5.14). Продольные напряжения будут
определяться как сумма (5.19) и (5.24), т.е.
 ПР 
0,15 рDВН

  t Et 
EDн
2R
(26)
35
II случай. Упругоискривленный трубопровод может перемещаться в грунте в
радиальном направлении, испытывая со стороны грунта отпор.
3. СЛОВАРЬ ПОНЯТИЙ:
К нагрузкам относят внутреннее давление продукта в трубопроводе, вес
конструкций, оборудования, давление грунта, снега, ветра, испытательные
нагрузки.
К воздействиям относят предварительное напряжение элементов, изменение
температуры, просадки оснований, обусловленные коренным изменением
структуры грунта, сейсмические явления.
К постоянным относят нагрузки, которые приложены к той или иной
конструкции в течение всего срока эксплуатации сооружения.
Временными называют нагрузки и воздействия, которые действуют на
сооружение или отдельную конструкцию в течение ограниченного периода,
меньшего чем расчетный период эксплуатации сооружения.
Особые – это нагрузки и воздействия, определяемые нарушениями
технологического режима эксплуатации сооружения, резкими изменениями
естественного состояния грунта, нагрузки от землетрясений.
Продольным называется усилие, действующее по направлению продольной
оси трубопровода.
Кольцевым называется усилие, действующее в тангенциальном
направлении.
4. МАТЕРИАЛЫ,
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ В ПРОЦЕССЕ ОБУЧЕНИЯ
Материалы к лекции
Возможен следующий план лекции:
1. Нагрузки и воздействия.
2. Внутренние усилия и напряжение в подземных трубопроводах.
2.1. Прямолинейный трубопровод.
2.2. Упругоискривленный участок.
36
Задания для практических занятий
1. Произвести расчет стенки трубопровода.
РАСЧЕТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА И
ПРОВЕРКА ЕГО ПРОЧНОСТИ
1. Определяем номинальную толщину стенки (без учета осевых сжимающих
напряжений) трубопровода по формуле:
 
где
n  P  Dн
2  ( R1  n  P)
Dн  наружный диаметр трубы, см;
Р  нормативное давление в трубопроводе, МПа;
n  коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, n = 1,1;
R1  расчетное сопротивление, определяемое по формуле:
R1  R1н 
где
(27)
m
,
K1  K н
m  коэффициент условий работы трубопровода, принимаем
(28)
m=0,75 для подводного перехода
К1  коэффициент безопасности по материалу, принимаем К1=1,55;
Кн  коэффициент надежности, принимаем Кн =1,05;
R1н  нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и
н
сварных соединений, равное σвр, принимаем R1 = 550 МПа.
0,75
 253,46МПа ,
1,55  1,05
1,1  7,5  1420

 7,2 мм .
2  (253,46  1,1  7,5)
R1  550 
Принимаем   8мм
2. Проверка прочности подземного трубопровода
Проверку прочности подземного магистрального трубопровода производим из условия:
 пр  N   2  R1 ,
(29)
где  пр  N  продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и
воздействий, МПа;
R1  расчетное сопротивление, МПа,
37
ψ2  коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла
труб.
 пр  N    E  t  0,25 
где
n  P  Dвн

,
(30)
t  температурный перепад, t =35оС;
  коэффициент линейного расширения металла трубы,   12  10 6 ;
E  модуль упругости металла,   0,21  10 6 МПа ;
Dвн  внутренний диаметр трубопровода.
 пр  N  12  10 6  0,21  106  35  0,25 
1,1  6,4  0,514
 24,9МПа.
0,008
Т.к.  пр  N >0, сжимающие напряжения отсутствуют и ψ2=1, полученные
значения  пр  N и  2  R1 ,  пр  N ' и  2  R1 ' позволяют сделать вывод о том, что условие
прочности выполняется:
 пр  N = 24,9< 2  R1  253,46МПа .
5. ТЕСТЫ И ЗАДАНИЯ
ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РЕЗУЛЬТАТАМИ ОБУЧЕНИЯ
На оценку «удовлетворительно»
1. Как делятся нагрузки и воздействия по характеру.
2. Что такое продольное напряжение и кольцевое.
3. Как определяются коэффициент условий работы и коэффициент
перегрузки.
На оценку «хорошо»
1. Какие нагрузки учитываются при расчете толщины стенки?
2. От чего зависит продольное напряжение в трубопроводе?
3. Чем отличаются расчетные и нормативные нагрузки?
На оценку «отлично»
1. Какие нагрузки необходимо учитывать при расчете прочности трубопровода и
почему?
2. Обоснуйте, почему расчетные нагрузки всегда больше нормативных?
3. Определите зависимость между продольным и концевым напряжением?
38
ЛИТЕРАТУРА:
1. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Справочник мастера-строителя
магистральных трубопроводов, - М.: Недра, 1986.
2. Бородавкин П.П., Березин Л.В. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.:
Недра, 1987.
3. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. – М.:
Недра,1978.
4. СНиП 2.05.06.85*. Магистральные трубопроводы. – М.: ЦИТП Госстроя СССР,
1985.
5. СНиП Ш-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки
работ. /Госстрой СССР. – М.: Стройиздат, 1981.
6. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз /Р.А.Алиев,
И.В.Березина, Л.Г.Телегин и др. – М.: Недра, 1987.
7. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов (под. ред.
А.К.Дерцакяна). – М.: Недра, 1977.
8. Телегин Л.Г., Курепин Б.Н. Типовые задачи трубопроводного строительства. –
М.: 1988.
9. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. – М.: Недра,
1979.
10. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. – М.: Недра,
1980.
11. СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов. Госстрой СССР.
М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1986.
39
МОДУЛЬ-4 (ТЕМА):
«Строительство трубопроводов в сложных условиях»
ВВЕДЕНИЕ
На территории Беларуси находится большое количество заболоченных ландшафтов, по
которым проложены магистральные трубопроводы. В отличии от трубопроводов, уложенных в
плотных грунтах, трубопроводы, уложенные на болотах по подземной схеме, с течением
времени изменяют свое первоначальное положение. Это объясняется чрезвычайно сильной
сжимаемостью торфяных грунтов под воздействием даже незначительных уплотняющих
пагрузов. Поскольку в период эксплуатации в трубопроводе возникают продольные усилия, то
они обуславливают более значительные поперечные перемещения труб. Чтобы уменьшить
воздействие торфяников на трубопровод необходимо правильно выбирать технологические
схемы и проводить качественно строительные работы. Изучение данного раздела дает
учащимся эти необходимые знания и навыки.
1. СХЕМА ИЗУЧЕНИЯ НОВОГО МАТЕРИАЛА
№
п/п
Тема занятий
1.
Классификация болот.
Методы разработки траншеи
и укладки трубопровода.
Технология укладки
трубопровода на болотах.
Изучение нового
материала
Лекция
2.
Методы закрепления
трубопровода на болотах.
Расчет балластировки
Углубление и
систематизация
учебного
материала.
Практическое 1 час
занятие
3.
Технология укладки
трубопровода на болотах
Контроль знаний
Зачет
86
Тип занятий
Вид занятий Количество
часов
2 часа
1 час
2. ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРИТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ ПО МОДУЛЮ-4
«СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ»
СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ НА БОЛОТАХ
Строительство трубопроводов на болотах имеет существенное отличие от
строительства на равнине, сложенной плотными грунтами, только в период, когда
поверхность болота не промерзла на глубину, обеспечивающую нормальную работу
механизированных колонн. Поэтому технологию строительства на болотах
необходимо рассматривать для двух состояний болот — промерзшего и талого.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ.
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РАБОТ
Технологические операции, выполняемые при строительстве трубопроводов
на болотах, приведены на рис. 1. Схема (рис. 1) содержит укрупненные операции,
некоторые из которых могут выполняться в едином комплексе. Так, работы по
сварке, изоляции и укладке объединяются в одну или две операции (одновременно
осуществляются изоляция и укладка). Если траншея устраивается с плавсредств, а
укладка ведется методом сплава, то подготовки трассы не производится.
Рассмотрим виды работ, составляющих укрупненные операции.
Подготовка трассы может быть выполнена в зависимости от состояния
болота (мерзлое, талое) по схеме рис. 2. В зависимости от типа болота, его
естественного состояния и других факторов при подготовке трассы выполняется
одна из операций схемы. Выемка торфа проводится в тех случаях, когда работы
принято вести по минеральному грунту. Торф убирается на всю глубину болота
(рис. 3, а) бульдозером, экскаватором или землеройным устройством,
установленным на плавсредстве. Отсыпка песка производится при большой глубине
болота. При этом отсыпается массивная песчаная подушка (рис. 3, 6). Отсыпка песка
производится с берега болота автосамосвалами или гидронамывом. Песчаные сваи
(рис. 3, в) устраивают с целью уменьшения количества песка по сравнению со
схемой рис. 3,б.
Осушение проводят с помощью водоотводных дренажных канав. Эта операция
может быть эффективна только на болотах верхового типа. Промораживание
осуществляется в тех случаях, когда необходимо как можно быстрее проморозить
болото. Достигается это снятием снежного покрова с поверхности болота легкими
бульдозерами со специальными отвалами. Выпускать на промороженное болото
механизированную колонну можно только убедившись в достаточной прочности
промерзшего грунта. Устройство лежневой дороги осуществляется как на талом,
так и на мерзлом болоте для прохождения тяжелых строительных машин.
87
Земляные
работы
могут
выполняться по технологической схеме
рис. 4. Устройство траншеи взрывом
проводится
при
относительно
небольшой ширине труднопроходимого
болота глубиной до 2—3 м. В качестве
взрывчатого вещества (ВВ) используют
пироксилиновый порох, уложенный в
упаковку
в
виде
шнура
из
хлопчатобумажной ткани диаметром
12—18
см.
Непрерывный
заряд
пироксилинового пороха, помещенный
в воду, хорошо детонирует от взрыва
промежуточного заряда бризантного
ВВ. В результате образуется траншея
глубиной до 2 м и шириной 5—6 м.
Разработка траншеи бульдозером и
экскаватором производится в тех
случаях, когда глубина слоя торфа не
превышает 0,5—1 м. Бульдозер снимает
слой торфа в полосе шириной 4—5 м до
минерального грунта. Отставая от
бульдозера
на
15—30
м,
по
минеральному грунту ведет разработку
Рис. 1. Структурная схема
траншеи на необходимую глубину
строительства трубопровода на болоте
экскаватор, оборудованный обратной
лопатой. Разработки траншеи экскаватором имеет несколько вариантов (см. рис.
4). Экскаватор, установленный на салазки из труб (рис. 5), выполняет работу
следующим образом. Экскаватор 7, оборудованный обратной лопатой или
драглайном, устанавливают и закрепляют на салазках 2, изготавливаемых из
четырех-пяти труб диаметром 500—800 мм, длиной 7—8 м. Число труб и их длина
должны соответствовать необходимой опорной площади, определяемой таким
образом, чтобы давление на болото от салазок и экскаватора было меньше
допустимого. Салазки тросом 3, проложенным через болото перед началом работы,
соединяют с одним (двумя) трактором 4. По мере разработки траншей по указанию
экскаваторщика трактор постепенно протаскивает салазки. Между машинистом
экскаватора и машинистом лебедки или трактористом должна быть налажена четкая
связь. Рассматриваемый вариант схемы может применяться при ведении работ на
болотах всех типов. Если траншею разрабатывают экскаватором, установленным на
понтоне (рис. 6), свободно плавающем в заполненной водой
88
траншее, то сначала у края болота разрабатывают котлован, который должен быть
таких размеров, чтобы в него можно было спустить понтон. Затем на понтоне 2
устанавливают и надежно закрепляют экскаватор 3, оборудованный драглайном.
Экскаватор вынимает грунт впереди понтона, перемещающегося по траншее 1 с
помощью якорей 4. Особое внимание перед началом работ должно быть уделено
89
расчету устойчивости экскаватора на понтоне. Сварка трубопровода в нитку,
изоляция и укладка выполняются по различным технологическим схемам для
замерзшего и талого состояния болота. При замерзшем болоте, когда становится
возможным движение по нему механизированных колонн, технология строительства
ничем не отличается от технологии на равнинной местности. Структурная схема
этих операций па талом болоте изображена на рис. 7. Сварка из изолированных и
неизолированных труб и секций выполняется так же, как и в нормальных условиях.
Укладка является наиболее разветвленной технологической операцией и
может выполняться по одному из приведенных на рис. 7 вариантов. Укладка может
производиться как оснащенного балластом трубопровода (для газопроводов), так и
небалластированного.
90
Протаскавание подготовленного трубопровода осуществляется следующим
образом. На берегу полностью подготовленный к укладке трубопровод, длина
которого на 30 — 40 м больше ширины болота, размещается в створе перехода на
спусковой дорожке (водной, ледовой, роликовой, рельсовой) или на спланированной
грунтовой полосе. Протаскивание производится с помощью тягового троса, заранее
проложенного в подготовленной в болоте траншее. Укладка протаскиванием
целесообразна в тех случаях, когда проезд кранов-трубоукладчиков по поверхности
болота невозможен, а балластировка труб или не требуется (например, на
нефтепроводе), или сделана на берегу (например, газопровод с навешанными на
трубы кольцевыми грузам или бетонированными трубами). При отрицательной
91
плавучести трубопровод сразу протаскивается по дну, а при положительной внутрь
трубы заливают воду, и трубопровод опускается на дно. Протаскивание с
наращиванием секций отличается от предыдущего варианта тем, что оно
осуществляется постепенно, после наращивания каждой секции длиной 100 — 200
м. Укладка методом сплава имеет несколько разновидностей, по суть всех
одинакова: трубопровод выводят в траншею на плаву, перемещая его с берега.
Различны только способы спуска труб с берега в траншею. Общая длина
сплавляемого трубопровода, как показывает опыт, может достигать нескольких
километров. Этот метод очень эффективен на труднопроходимых болотах при
условии, что траншея подготовлена заранее, например, в зимнее время
одноковшовым экскаватором. Поскольку трубопровод перемещается по
поверхности воды, то сила толкания невелика и достаточно для этой цели одного
тягача пли трубоукладчика. Укладка трубопровода методом сплава с опор имеет
две разновидности. Трубопровод, полностью подготовленный к укладке
(обязательно защищенный футеровкой или бетонированный), спускают в траншею
по роликовому пути или в подвешенном состоянии на троллеях трубоукладчиками.
В первом случае требуется строительство роликового или узкоколейного пути, во
втором — использование нескольких трубоукладчиков. Укладка трубопровода
сплавом с одновременной изоляцией осуществляется с помощью трубоукладчиков
(рис. 8, а) и роликовых опор (рис. 8, 6). Трубопровод укладывают в траншею,
заполненную водой, с одновременным нанесением на трубы изоляционного
покрытия. Этот способ получил название способа непрерывного сплава. Укладка
выполняется в следующем порядке: сваривают плети труб длиной по 120 —150 м;
общая длина их должна превышать ширину пересекаемого болота; очищают и
изолируют при помощи очистной и изоляционной машин первую плеть — головную
(80—90 м) и спускают ее с берега в траншею; к головной плети приваривают
следующую плеть, очищают, изолируют ее и спускают в траншею, одновременно
протаскивая первую дальше по траншее. Таким образом может быть спущен в
траншею трубопровод любой длины. Изоляция при этом не имеет разрыва. В
зависимости от способов ее нанесения технология производства работ может
несколько видоизменяться.
92
ЗАКРЕПЛЕНИЕ ТРУБ ОТ ВСПЛЫТИЯ
Закрепляют в основном трубы, имеющие положительную и нулевую плавучесть. Иногда
закрепляют трубы с отрицательной плавучестью. Это делается только в том случае, когда
возможно образование на каком-либо участке газовых пузырей или требуется обеспечить
пригрузку труб для предотвращения выпучивания под воздействием продольных сил.
Трубопровод закрепляют путем утяжеления его или с помощью анкеров.
Утяжеление трубопровода осуществляют железобетонными грузами,
бетонированием труб, грунтом. Навеска грузов выполняется трубоукладчиками с
лежневой дороги, кранами с салазок или с понтона. Рассмотрим эти операции более
подробно. Для перемещения трубоукладчика вдоль траншеи при слабой несущей
способности болота часто отсыпают песчаную дорогу или делают ее из бревен
(лежневая дорога). При навеске грузов краном с салазок (рис. 9, а) на последних
устраивают площадку и устанавливают на нее автокран 4. Вдоль траншеи салазки 3
протаскивают тракторами 1 или лебедками с помощью троса 6. После навески на
трубопровод 5 грузов, находившихся на грузовой площадке, салазки возвращаются
к месту погрузки 2. Таким образом, работа осуществляется челночным способом.
Челночный способ развозки и навески грузов целесообразен при ширине болот до
93
500 м, когда наибольшая длина хода (при работе с двух берегов) не превышает 250
— 300 м. По этой схеме за одну рабочую смену (7 ч.) можно погрузить 250 —300 м
трубопровода. В сильно увлажненных болотах II и III типов при навеске грузов
может быть использован понтон с установленным на нем грузоподъемным
оборудованием для перемещения грузов. Размеры понтона и его грузоподъемность
должны обеспечивать одновременно подъем нескольких утяжеляющих грузов.
Понтон обычно изготавливают из труб диаметром 1020 или 1200 мм. Навеску грузов
на плавающий трубопровод выполняют по схеме, изображенной па рис. 9, б. У
левого берега со склада 1 на понтон 4 устанавливают грузы 5. После погрузки
понтон перемещают по траншее 3 к месту навески грузов. При навешивании грузов
понтон все время находится над плавающим (непригруженным) участком
трубопровода 2, так как после навески каждого последующего груза он отступает
назад. При утяжелении трубопровода грунтом последний обрабатывают
специальным связывающим материалом — отходом переработки нефти.
Исследования, проведенные в Уфимском нефтяном институте, показали, что грунт,
смешанный с таким материалом, через некоторое время образует прочный
конгломерат, схватывающийся как с трубой, так и со стенками траншеи.
Рис. 10. Схема закрепления трубопровода анкерами
Закрепление трубопровода анкерами выполняется тремя основными
способами — завинчиванием анкеров, забивкой и выстреливанием их из гарпунных
пушек. Завинчивание анкеров осуществляется после укладки трубопровода на дно
траншеи. Последовательность закрепления анкерами изображена на рис. 10. На
участке l1 трубопровод 1 уже закреплен; на участке l2 анкеры завинчиваются с
помощью установки 3, на участке lП ведутся подготовительные работы (раскладка
94
анкеров 5, доставляемых на санях 6). Бригада имеет сварочный агрегат 2, для
перехода через траншею устанавливают инвентарные переходные мостки 4.
Забивные анкеры с раскрывающимися лопастями представляют собой трубу
диаметром 8 — 15 см и длиной 5 — 7 м с прикрепленными на нижнем конце
шарнирно лопастями. Анкеры располагаются по одной линии или крестообразно
(соответственно две или четыре лопасти). Трубопровод крепится к анкерам
специальным силовым поясом, представляющим металлическую ленту шириной от
20 до 70 см. Под ленту подкладывается мягкий материал для более равномерного
распределения давления на изоляционное покрытие. Несущая способность
одиночного анкера складывается из сопротивления лопастей на выдергивание из
грунта РВ, сил сцепления грунта с поверхностью лопастей и стержня анкера РС, а
также из сил, определяемых присосом РПР.: Р=РВ+РС+РПР. Все эти силы легко
определяются по решениям механики грунтов. Как показали исследования,
проведенные в Главсибтрубопроводстрое, полная величина силы Р может достигать
на один анкер 7,5•105 Н. Расстояние между анкерами по длине трубопровода
определяется расчетом. Выстреливаемые анкеры представляют собой патрубки
длиной 1—1,5 м и диаметром до 7 см с прикрепленными к их концам гибкими
металлическими прутками. Оголовки патрубков имеют острия и лепестки или
лопасти, раскрывающиеся при вытягивании патрубков на 15 — 20 см вверх.
Гарпунная пушка установлена на лафете, закрепленном на тракторе или ином
транспортном средстве. При выстреливании патрубок-снаряд погружается в грунт
на 3 — 5 м. С помощью гибких прутков трубопровод закрепляют в необходимом
положении. Держатели Г-образные представляют собой сваю с жестко
прикрепленной к ней консолью (рис. 11). Сваи забиваются в грунт с обеих сторон
трубопровода и удерживают его с помощью гибкой лепты. Удерживающая сила
таких держателей создается за счет внецентренного приложения подъемной силы и
прижатия сваи к грунту боковой поверхностью. Как показали опыты,
удерживающая сила таких держателей одного порядка с удерживающей силой
анкеров с раскрывающимися лопастями. Однако простота их изготовления и
погружения в грунт делает их более эффективными. Г-образные держатели
обеспечивают совместную работу консоли и трубопровода при продольных
перемещениях, если консоли расположить под углом к оси трубопровода. При
незначительных перемещениях (несколько сантиметров) консоли могут
поворачиваться, не причиняя вреда изоляции. В то же время и винтовые анкеры, и
анкеры с раскрывающимися лопастями неблагоприятно воздействуют на изоляцию.
95
Рис. 11. Схема закрепления трубопровода Г- образными держателями:
1 — трубопровод; 2 — свая держателя; 3 — консоль держателя;
4 — прокладка для зашиты изоляции; 5 — силовой пояс
96
3. СЛОВАРЬ ПОНЯТИЙ
Верховые болота – имеют выпуклую форму поверхности, незначительный
лесной покров.
Низинные болота – вогнутая поверхность, растительный осоковый микроладшафт.
Переходное болото – не имеют четко выраженного рельефа поверхности,
микроладшафты лесной и моховый.
I тип болот по проходимости – удельное давление грунта q  0.25 кгс/см2.
II тип болот по проходимости – несущая способность поверхности болота
0.05 < q < 0.25 кгс/см2.
III тип – допускает работу только специальных плавучих машин и
механизмов.
4. МАТЕРИАЛЫ, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ В
ПРОЦЕССЕ ОБУЧЕНИЯ И КОНТРОЛЯ
4.1. Материалы к лекции
Возможен следующий план лекций:
1.
Классификация болот по строению, по условиям образования и проходимости.
2.
3.
Подготовительные работы и разработка траншеи на болотах.
Методы укладки трубопроводов в траншею и их разделение.
4.2.
Материалы к практическому занятию
План практического занятия
1.
Показать расчет балластировки трубопровода на болотах.
РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДА НА БОЛОТАХ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ БАЛЛАСТИРОВКИ
Трубопровод, укладываемый в болотистом и обводненном грунте, должен
быть закреплен против всплытия, если он имеет положительную плавучесть.
Трубопровод закрепляют одиночными утяжеляющими железобетонными и
чугунными грузами, сплошным обетонированием, металлическими винтовыми
анкерными устройствами и засыпкой минеральным грунтом. Проверка против
97
всплытия трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках, выполняется
по расчетным нагрузкам н воздействиям из условия
Б  КМ(КН.В.qВ — qТР — qДОП),
(1)
где Б — необходимая величина пригрузки или расчетного усилия анкерного
устройства, приходящаяся на трубопровод длиной 1 м: КМ — коэффициент
безопасности по материалу, принимаемый равным для анкерных устройств 1; для
железобетонных, чугунных грузов 1,05; при сплошном обетонированин в опалубке
1,07; при сплошном обетонировании методом торкретирования 1,1: при
балластировке грунтом 1,2; КН.В. — коэффициент надежности при расчете
устойчивости положения трубопровода против всплытия, принимаемый равным для
болот и периодически заливаемых участков 1% обеспеченности КН.В. = 1,05; qДОП —
расчетный вес продукта на воздухе, дополнительных обустройств в воде, а также
обледенения в воде при транспортировке продукта с отрицательной температурой;
qВ — расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод (с учетом
изоляции), определяемая по формуле
2
qв  0,8  DТР
 в,
(2)
DТР — наружный диаметр трубы с учетом изоляционного покрытия; в — объемный
вес воды с учетом растворенных солей и взвешенных частиц грунта,
в = 11001150 кгс/см3
qТР — расчетный вес трубопровода (с учетом изоляции) на воздухе,
qТР = qС.В. + qИЗ,
(3)
qС.В. — собственный вес трубы; qИЗ = qЛ + qБР — вес изоляционного покрытия; qЛ —
вес липкой ленты; qБР — вес оберточного слоя (бризола).
Расстояние между отдельными грузами балластировки трубопровода
определяется но формуле
lГ 
Q Г .С Р   В  V Г .С Р
,
Б
(4)
где QГ.СР — средний вес одного груза в воздухе; VГ.СР—средний фактический объем
груза:
для железобетонных грузов

 R2
V Г .С Р   a  b   a  2  d   h 
(5)
  c;
2


для чугунных грузов


V Г .С Р    R12  R 22  m .
98
(6)
Рис. 1. Железобетонный седловидный груз
Рис. 2. Чугунный кольцевой груз
Параметры одиночных грузов приведены на рис. 1 и 2 и в табл. 1 и 2.
При
сплошном
обетонировании
требуемый
наружный
диаметр
забалластированной трубы определится из выражения
2
   Б  D ИЗ
 4  qТР
DБ 
,
   Б  K М   В 
где Б—объемный
трубопровода.
вес
бетона,
кгс/м3;
DИЗ—диаметр
(7)
заизолированного
99
Таблица 1
Железобетонные седловидные грузы
для балластировки трубопроводов
Наружный
диаметр
трубопровода,
мм
325
426
529
720
820
1020
1220
1420
Размеры, мм
Масса
груза, кг
300
500
1500
3000
3000
3000
4000
4000
a
b
c
d
R

h
840
1080
1320
1540
1640
1840
2000
2100
590
760
900
1120
1210
1430
1600
1750
400
400
800
1200
1100
900
1050
1110
200
260
330
340
340
340
320
250
220
280
330
430
480
580
580
800
40
40
40
40
40
40
50
90
170
220
240
340
390
500
500
620
Таблица 2
Чугунные кольцевые грузы
для балластировки трубопроводов
Наружный
диаметр
трубопровода,
мм
325
377
426
478
529
630
720
820
1020
Размеры, мм
Масса
груза, кг
250
300
350
400
450
500
1100
1100
1100
R1
R2
R3
A
M
d
l
275
305
330
355
385
435
480
530
635
210
245
264
294
320
373
415
465
570
150
175
200
230
255
280
310
360
405
260
285
310
335
360
410
455
505
610
400
450
500
500
500
500
960
870
725
20
20
20
20
20
20
24
24
24
120
130
130
140
170
170
180
180
180
Таблица 3
Значения коэффициента kГР
Группа
грунта
I
100
Грунты
Мягкопластичные
пластичные супеси
глины
и
суглинки,
Коэффициент
несущей
способности
грунта
1
II
III
Пески мелкие, плотные и средней плотности,
маловлажные, влажные и водонасыщенные;
полутвердые и туголастичные глины и суглинки
Пески гравелистые, крупные и средней
зернистости,
малослажные,
влажные
и
водонасыщенные; твердые супеси глины и
суглинки
2
3
При балластировке металлическими
винтовыми анкерными устройствами (рис. 3)
расчетное усилие (допускаемая нагрузка) БАНК
определяется по формуле
БАНК = ZАНКkГРmАНКNАНК
(8)
где ZАНК — число анкеров в одном анкерном
устройстве; kГР — коэффициент несущей
способности грунта, в котором находятся
лопасти анкеров (табл. 3); mАНК —
коэффициент условий работы анкерного
устройства, принимаемый равным 0,5 при ZАНК
 2 и 0,4 при ZАНК > 2: NАНК — максимальная
(критическая) нагрузка на один винтовой
анкер, завинченный в грунт I группы на
глубину не менее шести диаметров лопасти:
Рис. 3. Винтовое анкерное
устройство
Максимальная (критическая) нагрузка на
один винтовой анкер NАНК, кгс
Диаметр анкера
100
150
200
250
300
400
500
600
750
650
750
1350
2100
3000
5300
8300
12000
18750
Расстояние между анкерами
Б АНК
.
(9)
Б
Дополнительно определяется расстояние между анкерами из условия
прочности
12  R 2  W
,
(10)
la 
PПЛ
la 
101
где R2 — расчетное сопротивление трубной стали; W — осевой момент
сопротивления поперечного сечения трубы; РПЛ — положительная плавучесть,
PПЛ   В  V В  qТ Р ,
(11)
VВ — объем воды, вытесненной 1 м трубы с учетом изоляции,
VВ 
   D H  2   ИЗ 
4
2
,
(12)
ИЗ — толщина изоляционного покрытия.
При замене слабого торфяного грунта минеральным всплытию трубопровода
будет противостоять вес призмы грунта над ним (рис. 4). Уравнение устойчивости
трубопровода в этом случае будет
(13)
 С УХ  1  hH  hs  DТР   DТР  PПЛ ,
где СУХ — объемный вес сухого песка; hH — проектная высота насыпи; DТР —
диаметр сооружаемого трубопровода; hS — осадка насыпи,
A  hH2  1  ctg H 
,
(14)
hs 
0,35  hH  1  ctg H   B H
Рис. 4. Расчетная схема балластировки
трубопровода минеральным грунтом:
1 — начальная форма засыпки; 2 — измененная форма засыпки;
3 — линия передачи давления; 4 — трубопровод
ВH — ширина насыпи поверху; H—угол откосов насыпи после засыпки, H =
4045°; А—коэффициент, равный 0,088 для болот II типа; 0,193 для болот I типа.
5. ТЕСТЫ И ЗАДАНИЯ
ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РЕЗУЛЬТАТАМИ ОБУЧЕНИЯ
На оценку «удовлетворительно»
1. Назовите типы болот по проходимости и по строению и условию
образования.
2. Назовите методы разработки траншеи на болотах.
3. Назовите методы укладки трубопроводов в траншею на болотах.
4. Назовите виды балластировки трубопровода на болотах.
102
На оценку «хорошо»
1.
2.
3.
4.
анкеры?
От чего зависит тип болот по проходимости?
От чего зависит выбор метода разработки траншеи?
От чего зависит выбор метода укладки трубопроводов в траншею?
Докажите, почему для болот III типа проходимости нельзя использовать
На оценку «отлично»
1. Зачем для сооружения трубопровода необходимо знать тип болот и
обоснуйте это?
2. Каковы особенности разработки траншеи на болотах, обоснуйте это?
3. Каковы особенности укладки трубопроводов в траншеи на болотах?
4. Какой вид балластировки из известных наиболее предпочтительно
использовать для закрепления трубопровода на болотах? Обоснуйте это.
ЛИТЕРАТУРА:
1. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Справочник мастера-строителя
магистральных трубопроводов, - М.: Недра, 1986.
2. Бородавкин П.П., Березин Л.В. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.:
Недра, 1987.
3. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. – М.:
Недра,1978.
4. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра,
1979.
5. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. – М.: Недра,
1980.
6. СНиП 2.05.06.85*. Магистральные трубопроводы. – М.: ЦИТП Госстроя СССР,
1985.
7. СНиП Ш-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки
работ. /Госстрой СССР. – М.: Стройиздат, 1981.
8. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз /Р.А.Алиев,
И.В.Березина, Л.Г.Телегин и др. – М.: Недра, 1987.
9. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов (под. ред.
А.К.Дерцакяна). – М.: Недра, 1977.
103
МОДУЛЬ-5 (тема):
«Переходы магистральных трубопроводов через
естественные препятствия»
ВВЕДЕНИЕ
Магистральные трубопроводы пересекают, како правило, большое число препятствий двух
видов: естественные и искусственные.
При решении вопроса о способе преодоления препятствий, необходимо
решать конструкторские, технологические и экономические вопросы. Для того,
чтобы выбрать правильное решение необходимо дать полную оценку препятствию,
известным технологиям и конструкциям, позволяющим преодолеть это препятствие.
Рассматриваемая тема охватывает широкий круг вопросов, позволяющий
использовать их в дальнейшей деятельности.
1. СХЕМА ИЗУЧЕНИЯ УЧЕБНОГО МАТЕРИАЛА
№
п/п
1.
86
Тема занятий
Тип занятий
Вид занятий
Подводные переходы
трубопроводов
Изучение
нового
материала
Лекция
2.
Подводные переходы
трубопроводов
Углубление,
Практическое 4 часа
систематизация занятие
3.
Переходы трубопроводов
через естественные
препятствия
Итоговый
контроль
Защита
курсового
проекта
Количество
часов
4 часа
2. ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИХ
ЗНАНИЙПО МОДУЛЮ-5
«ПЕРЕХОДЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ
ПРЕПЯТСТВИЯ»
2.1. Основной текст
ПОДВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ
К подводным переходам относятся участки магистральных трубопроводов,
пересекающие естественные или искусственные водоемы (реки. Озера,
водохранилища). Границы подводного перехода определяются уровнем воды в
водоеме 10%-ной обеспеченности, т.е. уровнем воды в водоеме, до которого вода
может подниматься в течение ста лет до10 раз. В незарегулированных реках этот
горизонт бывает лишь при очень значительных паводках; в зарегулированных
водоемах границы перехода определяются верхним уровнем воды, допускаемым по
условиям работы зарегулированного водоема.
УСТОЙЧИВОСТЬ ДНА И БЕРЕГОВ ВОДОЕМА НА
УЧАСТКАХ ПЕРЕХОДА
Надежная работа подводных переходов в течение расчетного срока их
эксплуатации обеспечивается выбором обоснованного решения о заглублении
трубопровода в русловой части реки и на береговых ее участках, а также
соответствующих конструктивных решений. В настоящее время для оценки
возможных деформаций русла и берегов рек в створах трубопроводов применяют
гидролого-морфологическую теорию руслового процесса. Как показал опыт
эксплуатации переходов, использование основных идей этой теории при
строительстве переходов через равнинные реки незарегулированным водным
режимом дает весьма хорошие результаты. Характер деформаций горных рек, а
также рек в районах Крайнего севера еще находится в стадии исследований.
Результаты обследований большого числа (несколько сотен) нефте- и газопроводов
показывают, что все многообразие размывов трубопроводов, встречающихся на
практике, можно отнести к следующим типам: размывы (рис. 13.1) в средней части
русла (участок с) и размывы приурезных и береговых участков а1 и а2. На разных
участках рек эти размывы происходят по различным причинам. И для того чтобы
понять их, необходимо хотя бы вкратце рассмотреть основные типы русловых
процессов, приводящих в период эксплуатации к размывам труб и созданию
аварийных ситуаций. В гидрологии (науке о естественных русловых процессах)
различаются следующие типы русловых процессов: ленточно-грядовой,
осередковый
(русловая
многорукавность),
побочневый,
ограниченное
меандрирование, свободное меандрирование, незавершенное меандрирование,
пойменная многорукавность.
Ленточно-грядовой тип руслового процесса представляет переформирование
русла, выражающегося в сползании по нему крупных одиночных (занимающих всю
87
ширину русла) песчаных гряд (рис. 13.2), получивших название ленточных, длина
которых (шаг) 1 обычно составляет 6-8 ширины русла; высота 1.5-2, реже более 3
м; скорость сползания – от нескольких метров до 200-300 м в год. Плановые
деформации бровок берегов русла при этом не характерны. Подобные гряды
обладают довольно устойчивым шагом (коэффициент вариации относительного
шага гряд 1/b=0.37; b – ширина русла) и могут занимать участки большой
протяженности – десятки километров. Сползая по руслу, гряды вызывают местное
повышение дна (при прохождении гребня гряды). Количественно русловой процесс
ленточно-грядового типа выражается следующими измерителями; шагом гряды r
(расстояние между гребнями смежных гряд по средней линии русла), высотой гряды
 (возвышение гряды над подошвой подвалья, измеренное по профилю, в котором
это превышение имеет наибольшее значение), скоростью перемещения гряды r
(м/год). Шаг и высота определяются по данным фактических замеров. При оценке
деформаций русла важно установить размеры и хронологический порядок
изменений высотных отметок русла.
Осередковый тип руслового процесса (русловая многорукавность) возникает
на реках, перегруженных донными насосами, и определяется по обилию крупных
гряд, сползающих по руслу и образующих осередки и острова, легко
обнаруживаемые на планах и аэрофотоснимках. Границы русла в плане не имеют
закономерной искривленности, и в целом река не меандрирует (рис. 13.3).
Поперечное сечение русла распластано. Пойма островная, со следами множества
протоков. Основные деформации русла выражаются в образовании и сползании
вниз по течению крупных ленточных гряд, расползающихся на отдельные отметки,
обсыхающие при спаде уровня воды в виде осередков. Многорукавность русла
характеризуется средней ср и максимальной max высотой гряд. Динамической
характеристикой процесса является скорость смещения осередков 0. Величина 
устанавливается на основании детальных русловых съемок. В малоустойчивых
руслах вместо таких съмок применяется периодически повторяемый промер одного
и того же створа. Скорость смещения осередков определяется сопоставлением
разновременных съемок.
Побочневый тип руслового процесса, в отличие от ленточно-грядового,
образуется в русле реки с единой цепью гряд, отличающихся перекосом плановой
линии гребней (рис.13.4). Эту систему гряд можно представить как две
параллельные цепи гряд, смещенные своими наиболее возвышенными частями к
противоположным берегам и сдвинутые одна относительно другой на половину их
шага. В межень наиболее повышенные и выступающие вперед (вниз по течению)
части гряд обсыхают, образуя песчаные отмели-побочни, примыкающие к берегам в
шахматном порядке. В результате этого меженный поток приобретает извилистые
очертания; пониженные части гряд в межень образуют перекат. Плановые
деформации русла для побочневого типа не характерны. В наиболее четкой форме
побочневый тип руслового процесса проявляется при естественном и искусственном
закреплении берегов относительно прямолинейного русла. Деформация русла
сводится к сползанию вниз по течению реки крупных гряд (побочней),
происходящему в половодье, размыву в межень гребней гряд (перекатов) и их
88
восстановлению в последующее половодье. Количественно побочневый процесс
определяется следующими измерителями: шагом побочней II (расстояние по
прямой между смежными точками перегибов средней линии меженного русла),
шириной русла в половодье В (расстояние между бровками коренных берегов),
шириной русла в межень b, скорость перемещения побочня п. Совмещенные
поперечные профили русла характеризуют форму дна на участке в границах одного
побочня. Значение II ,В,b и данные об отметках дна определяются на основе
натуральных съемок, проводимых в половодье и межень. Для больших рек могут
быть использованы данные аэрофотосъемок. Скорость сползания побочней п
определяется путем сопоставления разновременных съемок по положению точек
перегибов средней линии меженного русла.
Ограниченное меандрирование является дальнейшим развитием руслового
процесса побочневого типа и выражается в сползании слабо выраженных излучин
(углы разворота до 60 при сохранении ими своих размеров и форм (рис. 13.5).
Количественно ограниченное меандрирование определяется следующими
измерителями, получаемыми по крупномасштабным картам, материалам
аэрофотосъемки, а также на основе
Специальных съемок: шагом излучины и (расстояние по прямой между двумя
смежными точками перегиба средней линии меженного русла); углом разворота
излучины , образованным двумя касательными, проведенными через те же точки
перегиба, ограничивающие излучину; шириной меженного русла b, шириной пояса
меандрирования В (ширина русла плюс наибольшая ширина пойменного массива);
скорость сползания излучины и (отношение длины пути. Пройденного точкой
перегиба русла, к периоду времени, за который этот путь пройден). Скорость
сползания излучин определяется по результатам разновременных съемок.
Рис. 13.6. Схема свободного меандрирования:
I, II, III, IV – последовательные положения меандрирования
При свободном меандрировании в отличие от излучин, образующихся при
ограниченном меандрировании, при котором наблюдается их сползание без
закономерного изменения размеров и плановых очертаний, излучины проходят
определенные циклы развития (рис. 13.6). В начальной стадии развития излучины
(при 90) сползают вниз по течению по схеме ограниченного меандрирования, но
в отличие от него одновременно и постепенно увеличивают угол разворота. По мере
89
увеличения угла разворота сползание излучины замедляется, но ускоряется ее
разворот. Развитие излучин завершается сближением подмываемых берегов
смежных излучин и прорывом образовавшегося между ними перешейка. Основные
признаки свободного меандрирования – однорукавное русло в широкой пойме со
староречьями, с грядовым рельефом поверхности, представленной сериями
дугообразно изогнутых гряд и ложбин между ними (вееров перемещения русла);
наличие излучин, находящихся в разных стадиях развития, и скопление наносов у
выпуклых берегов, имеющих вид пляжей. У вогнутого берега одна – три (редко
более трех) плесовые лощины. Перекаты, расположенные у точек перегиба русла,
протягиваются между оконечностями пляжей, что нередко приводит к образованию
у пляжей низовой косы затона. Из количественных характеристик, получаемых по
крупномасштабным картам и аэрофотоснимкам или по материалам специальных
изысканий, используются следующие: шаг излучины и– расстояние по прямой
между двумя смежными точками перегиба средней (осевой) линии русла; угол входа
в излучину 1, образованный вектором, направленным по касательной в верховой
точке перегиба к средней линии русла в сторону течения, и линией шага излучины;
угол выхода из излучины 2- аналогичный угол, построенный в низовой точке
перегиба к средней линии русла. Угол разворота излучины =1+2. План излучины
в горизонталях или изобатах имеет отметки наинизших точек плеса и точек
верхового и низового перекатов. Скорости развития излучин устанавливаются на
основании совмещения карт разных лет съемки или сопоставления в натуре
прежних съемок с современным положением излучины. Главное в оценке русловых
деформаций при свободном меандрировании – установление тенденций планового
развития излучин и связанного с этим изменения их глубин.
Под незавершенным меандрированием понимают русловой процесс, при
котором не образуются характерные для свободного меандрирования излучины. В
начальной стадии (при малых ) излучины развиваются по схеме свободного
меандрирования, а в последующем возникает спрямляющий проток, постепенно
развивающихся и превращающихся в главное русло (рис. 13.7). Более ранний
прорыв меандры проявляется при легкоразмываемых грунтах поймы или в других
условиях пойменного участка (при наличии оврагов, повышенной затопляемости и
т.п.), способствующих прорыву. Деформации главного русла по мере развития
спрямляющего протока ослабевают, а затем прекращаются. Развивающийся
спрямляющий проток вначале деформирует (чосто по схеме ленточно-грядового или
побочневого типа), а в последующем начинает меандрировать, и цикл развития
незавершенного меандрирования повторяется. Тип руслового процесса легко
опознается по наличию спрямляющих протоков, находящихся на разных стадиях
развития. Хорошо выраженные петли русла на участках свободного меандрирования
отсутствуют.
Пойменная многорукавность представляет собой дальнейшее развитие и
усложнение незавершенного меандрирования (рис. 13.8). Деформация русла реки,
взятой в целом, сводится к медленному развитию спрямляющих протоков и
отмиранию спрямляющих излучин, особенно на общих поворотах реки. Русловой
процесс внутри каждого спрямляющего протока протекает так же, как и в
90
самостоятельном
русле
соответствующего
типа.
Признак
пойменной
многорукавности – наличие широкой поймы, в которой река протекает многими
рукавами. Острова, образованные протоками на участках пойм, обладают большой
плановой устойчивостью. Отдельные рукава (спрямления ряда излучин) имеют
значительную протяженность и могут рассматриваться как самостоятельные реки
того или иного типа. Количественные характеристики процесса остаются теми же,
что и для описанных типов процесса.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
Условия работы и эксплуатационной надежности переходов в решающей мере
зависят от того, насколько полно учтены при проектировании и строительстве
условия переформирования русла реки П.П.Бородавкиным и О.Б.Шадриным
предложена классификация, основанная на длительном изучении условий работы
подводных трубопроводов в различных гидролого-морфологических условиях.
Классификация учитывает тип руслового процесса, ширину реки, вид грунта,
составляющего русло, скорость течения и другие показатели. Участки 1-го типа –
участки, на которых глубинные переформирования незначительны. При полном
проявлении деформаций русла трубопроводы в большинстве случаев на таких
участках не размываются. К этой категории участков подводных переходов
относятся малые реки (шириной до 50 м) ленточно-грядового, осередкового и
побочневого типов, а также средние и крупные реки с устойчивыми берегами и
руслами (в скальных грунтах при толщине аллювиального слоя менее 1 м).
,Опасность размыва трубопровода обычно исключается, если глубина залегания
превышает 1 м, а врезка в берег 3-5 м. Участки 2-го типа – наибольшие глубинные
деформации до 2 м, плановые – до 10 м. К этой категории относятся участки
переходов через средние и крупные реки ленточно-грядового и побочневого типов.
Участки 3-го типа – максимальные глубинные переформирования русла до 2 м и
плановые переформирования до 100 м. К этой категории относятся участки
подводных переходов через малые, средние и крупные реки с русловым процессом
ограниченного, незавершенного и свободного типов меандрирования и пойменной
многорукавности в зависимости от плановых переформирования. Возможные
размывы участка перехода представляют большую опасность вследствие
значительной трудности точного определения максимальных плановых
переформирований.
Имеется
опасность повреждения
трубопровода
от
гидродинамического воздействия потока, ледохода, а также якорями и волокушами
судов и плотов (как правило, суда проходят по максимальным глубинам,
расположенным у размывающего вогнутого берега и на поворотах реки). Участки 4го типа – это участки рек с особыми формами руслового процесса: горные реки,
91
селевые потоки, реки с ярко выраженным неустойчивым руслом (максимальные
плановые и глубинные более 2 м переформирования могут происходить в течение
нескольких дней, недель или месяцев). В каждом конкретном случае принимаются
соответствующие решения по глубине заложения и врезке трубопровода в берега,
учитывающие специфические условия водной преграды, а также целесообразность
сооружения надводных переходов. На участках 1-го типа эксплуатация переходов,
как правило, ведется без каких-либо осложнений; на участках 2-го и особенно 3-го
типов размывы труб (при неправильном определении глубины заложения) очень
часты. Эти размывы во многих случаях сопровождаются разрушениями труб. На
участках 4-го типа строительство подводных трубопроводов не рекомендуется.
Рис. 13.7. Схема незавершенного меандрирования.
Рис. 13.8. Схема пойменной многорукавности.
Рассмотрим далее, каким образом связаны размывы русла в створе подводного
трубопровода с типом руслового процесса. Размывы в средней части русла реки
характерны для ленточно-грядового и осередкового типов руслового процесса. При
ленточно-грядовом типе, если трубопровод уложен на участке гребня гряды,
размывы возможны почти по всей ширине реки вследствие перемещения в створ
перехода подвалья гряды. При осередковом типе руслового процесса размывы
трубопроводов могут происходить на участках перемещения плесов и осередков.
Если трубопровод расположен в створе А (см. рис. 13.3, а), то размыв возможен на
участке осередка в средней части русла (см. рис. 13.3., б), если трубопровод
расположен в створе В, то размыв возможен по всей ширине русла (см. рис. 13.3, г).
Максимально возможные размеры трубопровода в русловой части определяются
совмещением поперечных профилей створов на участке протяженностью не менее
двух крупных русловых форм (гряд, осредков, плесов), т.е. на участке длиной 10-15
ширин русла реки. Огибающая всех профилей створов будет соответствовать
предельной границы размыва
трубопровода. При сооружении трубопровод
необходимо располагать ниже предельной границы размыва дна реки. Размывы
приурезных участков подводных трубопроводов происходят в основном при
осередковом и побочневом типах руслового процесса. На участках рек осередкового
типа размывы возникают при перемещениях осередков, островов и плесов,
расположенных у берегов реки. Возможные размывы приузерных участков,
вызванных перемещением осередков, показаны на рис. 13.3, в.
Особенностью деформаций дна реки на приузерных участках трубопроводов
при побочневом типе руслового процесса (см. рис. 13.4) является последовательное
чередование понижений и повышений отметок дна то у одного, то у другого берега
по мере прохождения побочней через створ перехода. Поэтому нельзя считать
правильными имевшие место случаи проектирования вновь сооружаемого перехода,
когда учитывалась возможность размыва только одного из берегов реки. При
перемещении сего побочня размыв трубопровода произойдет на участке, где
уменьшена глубина заложения трубопровода, что потребует выполнения
дорогостоящего капитального ремонта. Правильным решением в данном случае
92
является заглубление трубопровода ниже предельной границы размыва. Размывы
береговых участков происходят наиболее часто при ограниченном и свободном
меандрировании руслового процесса. При ограниченном меандрирование размыв
берега обусловливается сползанием излучин без изменения их форм и размеров.
Предельные границы размыва берегов для участков рек ограниченного
меандрирования определяются шириной пояса меандрирования В. Зная скорость
сползания излучин, можно определить максимальный размыв берега за период
эксплуатации трубопровода путем совмещения по средней линии пояса
меандрирования поперечных профилей створов, расположенных выше створа
перехода. Если скорость сползания излучины неизвестна, то максимальный размыв
берега за период эксплуатации трубопровода определяется совмещением профилей,
расположенных на участке длиной, приблизительно равной половине шага  и
излучины. Наибольшие размывы берегов наблюдаются на участках рек свободного
меандрирования. Свободно меандрирующий русловой процесс характеризуется
интенсивными плановыми переформированиями реки и создает наибольшую
опасность размыва береговых участков трубопровода. Реки свободного типа
меандрирования имеют среднюю скорость размыва вогнутых берегов до нескольких
десятков метров в год. Учитывая, что подводные трубопроводы могут
эксплуатироваться десятки лет, за весь период работы перехода размывы берегов
могут составить сотни метров. Эти данные говорят о необходимости точного учета
при проектировании подводных трубопроводов максимально возможных плановых
переформирований русла. Если при пересечении участков рек свободного типа
меандрирования руслового процесса не представляется возможным назначить
оптимальные створы переходов, то для избежания размывов трубопроводов
необходимо выполнить два основных мероприятия: врезать трубопровод в
размываемый берег с учетом максимально возможных плановых деформаций русла
за весь период эксплуатации перехода, назначить глубину заложения трубопровода
на размываемом береговом участке ниже отметок максимальных глубин плеса,
примыкающего к створу перехода.
КОНСТРУКТИВНЫЕ СХЕМЫ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Подводный переход, как правило, представляет в плане двух- или
трехтрубную (или, как говорят проектировщики и строители, «ниточную») систему.
Число труб может быть и большим. При меженном (среднем) уровне воды 75 м и
более пересечение вводной преграды по СНиП 2.05.06-85 рекомендуется
осуществлять с обязательной укладкой резервной нитки и трубопровода. В порядке
исключения при ширине рек более 75 м допускается при соответствующем
обосновании укладка однониточного перехода. На рис. 13.9 изображена схема
подводного перехода. На границах перехода устанавливаются отключающие
устройства 1 (задвижки на нефтепроводах, краны на газопроводах). Резервную
нитку 3 подключают к основной 2 и обычно включают в работу при возникновении
аварийной ситуации на основной или при капитальном ее ремонте. Как уже
отмечалось, подводный трубопровод заглубляется в грунт ниже возможной границы
93
размыва дна реки и ее берегов. В этом случае не производится крепление дна;
берега же реки обычно закрепляются. Если же трубопровод не может быть уложен
ниже границ размыва, то участки, на которых возможен размыв, крепятся в
обязательном порядке. В пределах длины подводного перехода желательно
укладывать трубопроводы без кривых вставок предварительного гнутья, так как это
усложняет условия строительства и статическую работу материала труб. Такие
вставки вводят в трубопровод обычно при наличии высоких и крутых берегов (рис.
13.10). Вставка 1 установлена в надводном, а 2 – в подводном береговом участке
трубопровода. Поперечный разрез (сечение А-А) двухниточного перехода изображен
на рис. 13.9. Основная 2 и резервная 3 нитки уложены в траншеях, которые
засыпаны грунтом.
Рис. 13.9 Схема подводного перехода
Рис. 13.10. Схема подводного перехода с двумя кривыми вставками.
94
Рис. 13.11. Конструкция трубопровода
Иногда с целью повышения надежности трубопроводов над ними делают
каменную отсыпку или укладывают железобетонные плиты, которые предохраняют
трубы от механического повреждения волокушами плотов или якорями судов.
Рассмотрим основные элементы конструкций поперечного сечения
трубопровода. Подводный трубопровод в поперечном сечении может оформляться
различными
способами,
в
зависимости
от
назначения.
Нефтеи
нефтепродуктопроводы обычно только изолируют и покрывают футеровкой (рис.
13.11, а), а иногда применяют двухтрубную конструкцию (рис. 13.11, г).
Газопроводы могут сооружаться в виде однотрубной (рис. 13.11, а) трубу 1
покрывают изоляцией 2 и футеровкой 3. При схеме (см. рис. 13.11, б) трубу 1
покрывают изоляцией 2, футеровкой 3, а затем навешивают утяжеляющие грузы 4 и
скрепляют их болтами 5. Балластировка может производиться также бетоном 6 (см.
рис. 13.11, 8).
Двухтрубная система (см. рис. 13.11, г) с заполнением межтрубного
пространства представляет собой две трубы 1 и 7, расположенные одна внутри
другой. Пространство между ними заполняется цементно-песочным раствором 6
или тяжелым заполнителем, свободно проникающим в межтрубное пространство.
При этом применение утяжеляющих грунтов не требуется. К этому же прочность
трубопровода оказывается почти в два раза выше, чем однотрубного. Наружную
трубу 7 покрывают изоляцией 8. Для протаскивания внутренней трубы ее оснащают
катками 9. Довольно редко, но все же применяются пакетные конструкции. В этом
случае в одну траншею укладывают две и более трубы, соединенные между собой
на берегу (рис. 13.12).
95
При такой схеме укладки повреждение одной нитки может привести к
повреждению других. Поэтому в СНиП 2.05.06-85 специально указывается, что
расстояние между подводными газопроводами должно быть не менее 30 м при
диаметре труб до 1000 мм и 50 м – при диаметре более 1000 мм.
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
ПРИ УСТРОЙСТВЕ ПОДВОДНЫХ ТРАНШЕЙ
Перед началом разработки подводных траншей выполняют следующие
подготовительные операции:
а) с помощью эхолота измеряют глубины и на основании полученных
результатов составляют фактический профиль дна, который сверяют с проектным.
Если расхождения существенны, особенно, если установлено, что дно ниже
проектных отметок, то необходимо об этом поставить в известность проектную
организацию и дирекцию строящегося трубопровода, которые должны внести
соответствующие изменения в проект;
б) выполняют водолазное обследование по створу перехода в полосе шириной
10 м с целью выявления затонувших предметов, которые могут помешать работе
земснаряда или протаскиванию трубопровода;
в) в зависимости от глубины водоема, траншеи и имеющихся в наличии
машин для разработки грунта до начала работ намечают наиболее целесообразную
схему их расстановки;
г) устанавливают створные знаки;
д) ставят в известность заинтересованные организации (бассейновое
управление пути, пароходство и т. д.) о начале подводно-технических работ.
ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ
При строительстве подводных переходов выполняют значительный объем
земляных работ, связанных с устройством траншей. Земляные подводные работы
ведут с помощью специальных землеройных машин.
Менее сложно в техническом отношении устройство береговых или, как их
часто называют строители, приурезных траншей. Береговые траншеи разрабатывают
с помощью экскаваторов, оборудованных обратили лопатой или драглайном.
Руководитель работ на строящемся переходе должен так организовать работу
и контроль качества ее выполнения, чтобы были решены следующие задачи:
1) подводные траншеи должны быть разработаны по профилю и в плане в
соответствии с требованиями проекта;
96
2) время окончания земляных работ должно, как правило, совпадать со временем окончания подготовки трубопровода к укладке в подводную траншею.
Выполнение этого условия особенно важно для речных переходов. Если после
подготовки подводной траншеи до момента укладки трубопровода проходит
длительное время, то возможно занесение траншеи наносами;
3) работы, связанные с рытьем траншей и укладкой трубопровода, должны
быть закончены до начала весеннего или осеннего паводка;
4) подводные земляные работы, выполняемые одним или несколькими
земснарядами, должны быть организованы так, чтобы простой машин был
минимальным или полностью исключался.
РАЗРАБОТКА ПОДВОДНЫХ ТРАНШЕЙ ЗЕМСНАРЯДАМИ
Земляные работы обычно начинают на нижней по течению реки нитке
перехода, что позволяет при разработке верхней траншеи использовать часть грунта
для засыпки нижней траншеи с уложенным в нее трубопроводом.
При глубине водоемов более 2 м и ширине, превышающей 200 м, во всех
случаях, когда русло сложено нескальными грунтами, подводные траншеи должны
разрабатываться земснарядами.
В настоящее время для разработки речных траншей используют различные
земснаряды, позволяющие вести работы на глубине до 40м. Производительность их
составляет от 200 до 2000 м3/ч.
Зная объем земляных работ и имея сведения о производительности земснаряда, рассчитывают время, необходимое для их выполнения. Соответственно
увязывают сроки работ по строительству, чтобы к моменту окончания разработки
траншей трубопроводы были подготовлены к укладке.
Рассмотрим основные схемы работ земснарядов.
Схема 1. Траншея разрабатывается одним земснарядом.
Если река транспортирует большое количество наносов и траншея интенсивно
заносится, то целесообразно вести разработку от одного берега к другому (рис.
17.16, а). Пройдя всю русловую часть траншеи 2 с запасом (20—25 см), земснаряд 1
разворачивают, и, очистив от наносов только что подготовленный участок траншеи,
за короткий срок дорабатывают оставшийся участок неразработанной траншеи (рис.
17.16, б). Во время работы земснаряда должен быть обеспечен беспрепятственный
проход судов. Ориентирование земснаряда осуществляется по створным знакам 3.
Схема 2. Траншея разрабатывается двумя земснарядами.
Оба земснаряда 1 устанавливают в русле реки так (рис. 17.17, а), чтобы между
ними был возможен проход судов (минимум 80 м). Земснаряды разрабатывают
97
траншею, продвигаясь к берегу, постепенно удаляясь друг от друга и увеличивая
ширину прохода для судов. Затем один из земснарядов (большой
производительности) возвращается и дорабатывает перемычку, а другой переходит
на верхнюю нитку (рис. 17.17, б), при этом должны быть приняты меры, чтобы
грунт из верхней траншеи не попадал в нижнюю.
Рис. 17.16. Схема разработки траншеи одним земснарядом
Рис. 17.17. Схема разработки траншеи двумя земснарядами:
1 — эемснаряд; 2 — нижняя траншея; 3 — верхняя траншея;
4 — створные знаки: 5 — разработанный участок траншеи
РАЗРАБОТКА ПОДВОДНЫХ ТРАНШЕЙ ЭКСКАВАТОРОМ
При глубине водоемов не более 2 —3 м и незначительной их ширине (до 200
м) для устройства траншеи, можно использовать экскаватор, установленный на
барже или понтоне соответствующей грузоподъемности. Экскаватор надежно
закрепляют на понтоне, который перемещается в створе с помощью якорей. При
ширине русла до 150 м работу ведут от одного берега к другому, причем тросы
крепят непосредственно на берегах, что позволяет разрабатывать траншеи без
перекладки якорей.
На понтоне устанавливают 4—5 лебедок, к которым крепят тросы от якорей.
Для обслуживания экскаватора требуется не менее двух рабочих, занятых
перемещением понтона, при условии, что в транспортировке и установке якорей
принимает участие и команда экскаватора. Для транспортировки якорей к месту
установки необходима шлюпка грузоподъемностью 1—2 т.
При глубине водоемов до 1—1,5 м и ширине их до 100 м возможна разработка
подводных траншей экскаватором со специальных земляных дамб. Дамбы
98
устраивают бульдозером с берега или отсыпают грунт самосвалами. Делают дамбы
шириной (по верху) 4—5 м. Лучшим материалом для дамбы является гравийный
грунт. Верхняя площадка дамбы при гравийных грунтах должна быть выше уровня
воды минимум на 0,5 м, а при суглинках — на 1,2—1,5 м. Это необходимо для
предотвращения размокания грунта надводной части дамбы.
Разработку траншеи экскаватором, оборудованным драглайном, выполняют
до конца дамбы к берегу (рис. 17.18)
Рис. 17.18. Схема
разработки траншеи
экскаватором
Серьезное внимание при составлении технологической схемы работ должно
быть уделено гидравлике речного русла в строительный период. При сужении русла
реки дамбой скорости течения в оставленном протоке возрастают и могу достигнуть
таких значений, при которых возможен размыв русла и самой дамбы. Установлено,
что при скоростях течения менее 0,25 м/с русла или отсыпные дамбы при любых,
даже мелкозернистых грунтах не размываются В табл. 17.3 приведены данные о
размывающих скоростях в зависимости от диаметра частиц грунта.
Табл. 17.3
Средний диаметр
частиц, мм
1
2
3
4
5
Размывающие скорости
Размывающие
Средний диаметр
скорости, м/с
частиц, мм
0,45
10
0,50
15
0,60
20
0,70
30
0,76
Размывающие
скорости, м/с
0,83
0,86
0,90
1,04
РАЗРАБОТКА ТРАНШЕЙ СКРЕПЕРНОЙ УСТАНОВКОЙ
Широко распространена на практике разработка подводных траншей
скреперами. Простота способа и отсутствие в некоторых случаях мобильности
техники для подводных работ обусловливает широкое использование канатноскреперных установок.
99
Рис.
17.19.
Схема
разработки траншеи скрепером:
1 — винтовой якорь; 2 —
автомобиль с оборудованием; 3
— кабель; 4 и 7— канаты, S —
подвеска для кабеля; б —
скрепер; 8 — блок
Все оборудование скреперной установки транспортируют на автомобиле с
прицепом, что позволяет доставлять ее в любое место. Схема работы скрепера
показана на рис. 17.19. На одном берегу устанавливают и закрепляют автомобиль 2
с тяговой лебедкой и электрокабельным барабаном. С помощью канатов 4 и 7
передвигают скрепер по оси разрабатываемой траншеи. Причем прямой н обратный
ходы скрепера являются рабочими. Толщина одновременно срезаемого слоя 5—20
см.
ТЕХНОЛОГИЯ УКЛАДКИ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
И РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ УКЛАДКИ
Подготовленный к укладке в подводную траншею переход представляет
отрезок или несколько отрезков трубопровода, общая длина которых на несколько
десятков метров превышает ширину водной преграды между урезами воды.
Сваренный в нитку, заизолированный и футерованный, утяжеленный грузами
и оснащенный необходимыми приспособлениями трубопровод устанавливают в
исходном перед укладкой положении. Операция по укладке является основной,
завершающей большой объем подготовительных работ. Поэтому к ее проведению
необходимо готовиться тщательным образом. Существует много способов и схем
укладки трубопроводов в подводные траншеи. Все они могут быть разбиты на три
способа: протаскивание по дну, погружение с поверхности воды трубопровода
полной длины и погружение с поверхности воды последовательным наращиванием
секций трубопровода.
УКЛАДКА СПОСОБОМ ПРОТАСКИВАНИЯ
Суть способа заключается в следующем. Трубопровод протаскивают по дну
подводной траншеи с одного берега к другому с помощью троса, заранее
проложенного в траншее. Этот способ позволяет выполнить укладку трубопровода,
не создавая помех судоходству, что очень важно, так как практически на всех реках
в летний период судоходство весьма интенсивное.
Технологическая последовательность основных операций, связанных с укладкой протаскиванием, следующая:
100
1) трубопровод сваривают на берегу в нитку, спрессовывают, изолируют,
футеруют, а в необходимых случаях балластируют;
2) устраивают спусковую дорожку, на которую помещают подготовленный к
укладке трубопровод;
3) по дну подводной траншеи укладывают тяговый трос;
4) протаскивают трубопровод через водную преграду с помощью тракторов
или лебедок;
5) по окончании протаскивания проводят водолазное обследование и
испытание уложенного трубопровода, определяют его положение и затем засыпают
грунтом.
К моменту укладки должны быть подготовлены как трубопровод, так и
береговые и подводные траншеи. К протаскиванию трубопровода можно
приступить после того, как будет установлено, что фактические данные подводной
траншеи соответствуют проектным. Приведем основные схемы укладки
трубопроводов протаскиванием.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОТАСКИВАНИЯ
Схема 1
Оба берега водоема имеют равнинный характер, что создает благоприятные
предпосылки для протаскивания полностью подготовленного к укладке
трубопровода с одного берега к другому тракторами без изменения направления их
движения. На одном из берегов устраивают спусковую дорожку, достаточную для
размещения всего трубопровода, а на другом берегу находятся тяговые средства.
Длина протаскиваемого по схеме 1 трубопровода ограничивается размером
площадок на обоих берегах водоема, а также тяговым усилием и наличием для его
создания тяговых средств. Как показывает опыт, при большом числе трак
торов или других самоходных тягачей трудно добиться синхронности их
работы. Например, использование одновременно более пяти машин на одном
тяговом тросе из-за сложности синхронизации их работы не приводит к
существенному увеличению тягового усилия. При всей кажущейся простоте схемы
именно это приводит к задержкам и остановкам протаскивания. Поэтому накануне
протаскивания необходимо провести проверку согласованности в действиях
машинистов и одновременно достаточности тяговых средств. Для этой щели
укладываемый трубопровод один-два раза сдвигают с места (основной трос к этому
времени должен быть проложен через водоем). Во время испытания тяговые
механизмы должны быть расставлены как и во время протаскивания. Наибольшее
усилие протаскивания возникает именно в момент трогания. Поэтому в процессе
101
пробного трогания проверяют надежность тягового троса, креплений и
достаточность тяговых средств.
Операция по протаскиванию облегчается при применении тяговых лебедок
большой грузоподъемности (например лебедки серии ЛП), предназначенных
специально для протаскивания подводных трубопроводов. С их помощью можно
протаскивать трубопроводы с тяговым усилием до 300 тс.
Основные характеристики некоторых тяговых лебедок приведены в табл.
17.4.
Как видно из таблицы, используя различные лебедки, можно обеспечить укладку труб длиной до 1600 м.
Однако при этом тяговое усилие может оказаться значительно большим, чем
дает лебедка.
Для уменьшения тягового усилия часто “разгружают” протаскиваемый по
берегу трубопровод с помощью трубоукладчиков, устанавливаемых вдоль
трубопровода. Это позволяет в ряде случаев отказаться от устройства специальных
спусковых дорожек.
Таблица 17.4
Основные характеристики тяговых лебедок
Показатели
Тип лебедки
ЛП-1
ЛП-2
ЛП-3
Длина тягового троса, м
1500
1600
500
Диаметр троса, мм
39
39
60,5
1
Тяговое усилие , тс:
1-я передача
50
72
150
100
144
300
2-я передача
31
63
3-я передача
26
53
4-я передача
18
36
Скорость протаскивания 1, м/мин:
1-я передача
6,3
3,15
2-я передача
10
5
3-я передача
12
6
1
В числителе даны тяговое усилие и скорость протаскивания без подвижного
знаменателе - с подвижным блоком.
ЛП-4
1000
60,5
150
300
80
160
58
116
-
6,3
3,15
11,8
5,9
13,4
8,2
блока, в
Обычно для протаскивания используют один тяговый трос. Однако с
увеличением диаметра и длины трубопровода тяговое усилие достигает таких
102
значений, что для передачи его от лебедки или тягачей на трубопровод потребуется
трос диаметром 50 мм и более. Выполнять такелажные работы с таким тросом
сложно, поэтому применяют два, а при необходимости и большее число тросов. В
этом случае необходимо “развести” тросы в разные направления, например, как
показано на рис. 17.21 (тросы 2, 3, 4). Каждый тягач Р1, Р2, Р3 (это может быть и
лебедка) способен создавать свое усилие. Однако суммарное усилие, приложенное к
оголовку трубопровода 1, должно быть равно усилию, необходимому для
протаскивания.
Рис. 17.21. Схема протаскивания с
несколькими тяговыми тросами
Схема 2
Протаскивание трубопровода осуществляется с изменением направления
движения тягового троса на необходимый угол с помощью блока. Эта схема
применяется, когда на одном берегу реки, обычно пологом, можно разместить
подготовленный к укладке трубопровод, а на другом движение тягачей возможно
только по узкой береговой полосе. Протаскивание по этой схеме осуществляется,
как показано на рис. 17.22, а.
Особое внимание уделяют закреплению поворотного блока, расчету и
устройству анкерной опоры.
При пересечении водных преград, на одном из берегов которых невозможна
работа тракторов или лебедок, например при большой крутизне берега или сильной
заболоченности его, протаскивание осуществляется с исходного берега (рис. 17.22,
б).
Рис. 17.22. Схема протаскивания с изменением направления
103
движения тягового троса:
а — поворот на противоположном берегу; б — поворот троса на исходный берег; 1 —
трубопровод; 2 — трос; 3 — анкер: 4 — блок
На труднодоступном берегу устанавливают блок, с помощью которого
изменяют направление движения тягового троса на 170—180°. Тяговый трос
прокладывают по дну траншеи, пропускают через блок и перекидывают на
исходный берег, где закрепляют его на тяговой лебедке или тракторе. Как и в
предыдущей схеме, особое внимание уделяют закреплению поворотного блока,
расчету анкера и испытанию его несущей способности.
Для уменьшения тягового усилия можно устраивать спусковую дорожку или
разгружать трубопровод, поднимая его трубоукладчиками.
Схема 3
При незначительных размерах площадок в створе перехода, пригодных для
производства строительно-монтажных работ на обоих берегах, протаскивание
осуществляется последовательным наращиванием укладываемого трубопровода
(рис. 17.23).
Рис. 17.23. Схема протаскивания с
наращиванием секций:
1— секции трyб; 2— трос
При выполнении работ по данной схеме сложных спусковых дорожек обычно
не устраивают, поскольку длина отдельных плетей составляет не более 120—200 м.
В этом случае протаскивание можно выполнить по спланированному грунту или с
поддержкой плетей трубоукладчиками.
Схема 4
Трубопровод укладывают протаскиванием с одновременной заливкой внутрь
его воды. Этот способ часто применяют при укладке нефтепроводов, если по
условиям судоходства или иным причинам укладка их с поверхности воды не
допускается.
Вода заливается в процессе протаскивания в специально сделанное овальное
отверстие в головной части трубопровода. На берегу трубопровод перемещают по
спусковой дорожке или трубоукладчиками. При заполнении водой вес его в
подводном положении незначительно уменьшается по сравнению с весом в воздухе,
поэтому тяговое усилие оказывается наибольшим не в начальный момент, а в конце
протаскивания, когда весь трубопровод уходит под воду. Для уменьшения тягового
усилия применяют разгружающие понтоны, которыми заранее оснащают
104
трубопровод. Число понтонов определяют из расчета, чтобы общая отрицательная
плавучесть (т. е. вес трубопровода в воде) создавала достаточную устойчивость от
сдвига его течением воды. Скорость протаскивания нефтепроводов с самозаливом в
них воды зависит от скорости заполнения трубопровода водой. Отверстие для
самозалива воды делают с таким расчетом, чтобы можно было обеспечить
поступление воды в таком объеме, при котором бы заполнение трубопровода
происходило со скоростью его протаскивания. Для предохранения от закупорки
грунтом отверстие закрывают кожухом, который может быть совмещен с
буксировочным оголовком.
Для протаскивания трубопровода по всем приведенным схемам требуется
обеспечить необходимое тяговое усилие.
РАСЧЕТ ТЯГОВОГО УСИЛИЯ
От того, насколько правильно оно определено, зависит успех операции
протаскивания. Чрезмерное завышение тягового усилия потребует дополнительных
тяговых средств; занижение может привести к задержке и даже срыву операции.
Расчетное тяговое усилие определим из условия
ТР  mТП,
(17.1)
где т — коэффициент условий работы тяговых средств, принимаемый 1,1 при
протаскивании лебедкой и 1,2— при протаскивании тягачами; ТП — предельное
сопротивление трубопровода на сдвиг.
Основные расчетные случаи
П р о т а с к и в а н и е п о п о в е р х н о с т и г р у н т а , движение установившееся,
равномерное
ТП = QfТР
(17.2)
где Q — вес трубопровода, fТР — коэффициент трения поверхности трубы о грунт.
Наибольшее значение
fТР = tgР
(17.3)
105
где Р — расчетный угол трения, принимаемый равным n, здесь п — коэффициент
неоднородности грунта;  — угол внутреннего трения грунта, определенный на
сдвижном приборе или иным методом.
Трогание
трубопровода
с
м е с т а . Усилие трогания ТП.ТР
трубопровода при движении по грунту всегда будет большим, чем усилие
равномерного движения (17.2), и определяется в общем случае из условия
ТП.ТР =(qitgР+ сРi) lТР+ ЕПАС,
(17.4)
где qi — вес единицы длины снаряженного трубопровода; Р — расчетный угол
внутреннего трения грунта; сР— расчетное сцепление поверхности труб с грунтом,
равное пс, здесь с — сцепление, определенное опытным путем, n — коэффициент
неоднородности грунта, i — длина части окружности трубы, врезающейся в грунт,
lТР— Длина трубопровода; ЕПАС — пассивный отпор грунта, врезающимся в него
неровностям на поверхности трубы. Если протаскивается трубопровод с гладкой
поверхностью, то ЕПАС = 0.
Величину ЕПАС при шероховатой поверхности определяют по формуле
EПАС
  ЕС Т  t 2




 Ni  
 tg 2  45o    2  c  t  tg  45o   


2
2
2

(17.5)
где N — число выступающих элементов на поверхности трубы; ЕСТ— объемный вес
грунта; t — толщина выступающих элементов.
Так, если выступающими элементами являются утяжеляющие грузы, то N —
это число грузов, t — толщина стенки груза. Если выступающими элементами
являются футеровочные рейки, то N следует принять равным их числу на всей длине
трубопровода, t — равным толщине футеровки. При наличии грузов футеровка не
учитывается.
В табл. 17.5 приведены значения i для грузов; для футерованного трубопровода без грузов i принимается равным 0,3DН, где DН — наружный диаметр
снаряженной трубы. Величину с лучше всего определять опытным путем;]
если таких данных нет, то для деревянной футеровки можно принять с = 0,1 от
величины структурного сцепления грунта с; для гладкого трубопровода — 0,05с.
Таблица 17.5
Значения i для грузов
106
Условный
диаметр
трубопровода,
мм
Толщина
стенки
груза, t, см
Длина
хорды
i, см
Условный
диаметр
трубопровода,
мм
Толщина
стенки
груза, t, см
Длина
хорды
i, см
400
10
15
20
10
15
20
10
15
20
50
60
70
60
70
80
65
75
85
700
10
15
20
15
20
15
20
70
80
90
85
95
90
100
500
600
800
1000
При вынужденных остановках протаскивания усилие трогания иногда
оказывается выше начального. Это объясняется присосом трубопровода к грунту.
Основные закономерности присоса рассматриваются в курсе “Механика грунтов в
трубопроводном строительстве”. Как известно, силу присоса qп следует учитывать
при остановках протаскивания не менее 1 ч. В плотных глинах и суглинках qп =
0,03 тс/м2, а в вязких — qп = 0,06 тс/м2.
Таким образом, при повторном трогании
Т п =Q  tg + E + qп  F,
(17.6)
где F — площадь опирания трубопровода на водонасыщенный глинистый грунт.
Подставляя наибольшее из значений ТП, найденное по формулам (17.2), (17.4),
(17.6), в условие (17.1), определяют расчетное тяговое усилие ТР, на которое
рассчитывают диаметр тягового троса, и подбирают тяговые средства.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ДВИЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДА
ПРИ ПРОТАСКИВАНИИ С САМОЗАЛИВОМ
При протаскивании трубопровода с одновременным заполнением его водой
через отверстие, оставляемое в головной части, необходимо уравнять скорость
протаскивания со скоростью заполнения водой. Если скорость протаскивания будет
больше скорости заполнения трубы водой, возможно всплытие не заполненной
водой части трубопровода. Для обеспечения устойчивости трубопровода
необходимо, чтобы уровень воды в нем не опускался ниже уровня воды в водоеме в
среднем на 1 м. Считая отверстие для залива воды круглым и определив
107
поступление воды в отверстие за секунду при напоре 1 м (разность уровней воды в
реке и трубопроводе), получаем выражение для скорости движения трубопровода:
d2
  2,72  2
(17.7)
DВН
Пусть d = 0,2 м, DВН = 0,7 м. По (17.7)  = 0,22 м/с при d = 0,3 м,  = 0,5 м/с
при d = 0,4 м и DВН = 1 м при  = 0,43 м/с.
РАСЧЕТ ТЯГОВОГО ТРОСА
Диаметр основного троса (свободного от различных закреплений и приспособлений) определяют по табл. 17.6 в зависимости от разрывного усилия троса
RН, получаемого по формуле
RН 
Т Р  m  nп
,
k t
(17.8)
Таблица 17.6
Значения диаметров тягового троса
Диаметр
троса, мм
5,8
7,6
9,2
10,5
12,0
15,0
16,5
18,5
21,5
23,0
26,0
30,5
33,5
36,5
39,5
42,5
108
Площадь
сечения
всех
проволок,
мм
15,13
26,41
37,94
51,80
67,31
105,02
127,01
151,80
206,33
236,74
303,81
420,07
508,05
604,37
712,06
825,32
Расчетная
масса 1000м
смазанного
троса, кг
136,5
237,0
340,5
465,0
604,0
942,0
1140,0
1365,0
1850,0
2125,0
2725,0
3770,0
4560,0
5425,0
6390,0
7405,0
Разрывное усилие троса
Временное сопротивление разрыву
проволок при растяжении, кгс/мм2
160
1940
3380
4855
6625
8600
13400
16200
19400
26400
30250
38850
53750
65000
77300
90800
105500
170
2060
3590
5160
7040
9120
14250
17200
20600
28000
32150
41250
57100
69050
82000
96500
112000
180
2180
3655
5255
7175
9315
14550
17550
21000
28550
32800
42050
58200
70350
83500
98550
114000
200
2330
3960
5685
7760
10050
15750
19050
22750
30900
35450
45550
63000
76100
90350
106500
123500
45,5
48,5
54,5
946,94
1076,91
1361,94
8495,0
9660,0
12250,0
121000
137500
174000
128000
140500
178000
130500
145000
183500
141500
-
где ТР — расчетное тяговое усилие в кгс; nп— коэффициент перегрузки,
принимаемый для случая протаскивания по грунту равным 2 и по специальным
дорожкам (кроме грунтовых)— 1,3; m— коэффициент условия работы,
принимаемый равным 1,1; k — коэффициент однородности для троса, принимаемый
для новых тросов равным 1, а для тросов, имеющих обрывы проволок, — 0,8; t —
коэффициент тросового соединения.
Значения коэффициента тросового соединения
При изгибе троса:
вокруг подвижного блока .......................................................
0,430
вокруг коуша ...........................................................................
,67
продетого в отверстие в планке .............................................
0,35
через крюк простой петлей .....................................................
0,20
через крюк закидной петлей .................................................
0,70
При наличии на тросе расправленных узлов ..............................
0,50
При наличии оплетки ...................................................................
0,75
При сжатии троса специальными сжимами .................................
0,70
При наличии простого и двойного, а также
задвижного штыков .......................................................................
0,50
При штыковых и полуштыковых узлах при установке менее двух
сжимов ....................................................................................
0,70
При наличии прямого узла:
для восьмерки на металле .......................................................
0,40
для двойной восьмерки на металле ........................................
0,70
При определении RН по формуле (17.8) нужно принимать наименьшее из
возможных значений коэффициента t при рассмотрении фактических условий
закрепления и изгибов троса.
УСТОЙЧИВОСТЬ ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА
Под устойчивым состоянием подводного трубопровода понимается такое
состояние, при котором он будет находиться в покое при самой неблагоприятной
комбинации силовых воздействий, стремящихся вывести его из устойчивого
положения. Такими силами и воздействиями являются: выталкивающее усилие,
109
определяемое по закону Архимеда, горизонтальная и вертикальная составляющие
гидродинамического воздействия потока, переменное гидродинамическое
воздействие, силы упругости трубопровода, сжимающее или растягивающее
продольное усилие, возникающее при протаскивании трубопровода или вследствие
изменения его температурного режима и внутреннего давления. Прежде чем
записать условие устойчивости трубопровода, рассмотрим основные факторы,
определяющие перечисленные выше воздействия, а затем методику расчета
устойчивости.
Выталкивающая сила
Выталкивающую силу А определяют по закону Архимеда
А=V
(17.9)
где  — объемный вес жидкости с учетом взвешенных частиц; V — объем воды,
вытесненной
единицей
длины
изолированного,
зафутерованного
и
балластированного трубопровода.
СИЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ РУСЛОВОГО ПОТОКА
В процессе укладки трубопроводы подвергаются силовому воздействий)
обтекающих их потоков. Проявляется оно в различных формах: в виде сравнительно
постоянной по значению и направлению силы, которая вызывает иногда колебания
трубопроводов столь значительной амплитуды, что возможно разрушение труб. В
практике строительства известны случаи выброса труб из подводных траншей при
неправильном учете силового воздействия потока, а в практике эксплуатации —
многочисленные аварии, связанные с разрушением размытых участков подводных
трубопроводов при их колебаниях.
Силовое воздействие потока на трубу определяется в основном скоростью
набегающего на нее потока и диаметром трубы. Поэтому остановимся сначала на
определении скорости потока, обтекающего трубопровод.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ В ПОТОКЕ
С НЕНАРУШЕННОЙ СТРУКТУРОЙ
Скорости в различных точках речного потока изменяются как по глубине Н,
так и в плане. Типичное изменение скоростей потока по глубине представлено на
рис. 17.25, а, б. Донная скорость ДОН составляет 0,4—0,6 от поверхностной.
Средняя скорость может быть вычислена по выражению
110
с р
 0,2Н  2 0,6Н   0,8Н
4
(17.10)
или приближенно
СР =0,6Н
(17.11)
где 0,2Н, 0,6Н, 0,8Н - скорости на глубинах 0,2 Н, 0,6 Н и 0,8 Н от поверхности воды.
Распределение скоростей в плане (рис. 17.25, в, г) зависит от формы русла.
Наибольшие скорости для прямолинейного участка реки находятся на ее середине,
наименьшие — у берегов.
Рис. 17.25. Эпюры распределения скоростей потока
Скорости в различных точках по ширине реки определяют в соответствии с
эпюрой распределения скоростей. Эта эпюра должна быть получена при изысканиях
створа перехода. Необходимо, чтобы эпюра скоростей устанавливалась для
меженного и паводкового состояний реки. Эпюра меженного состояния определяет
наименьшие, а паводкового — наибольшие скорости потока для одних и тех же
точек.
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ ПОТОКА В ПОДВОДНЫХ ТРАНШЕЯХ
Для оценки силового воздействия потока на трубопроводы, находящиеся в
подводных траншеях, необходимо знать распределение в последних скоростей
потока.
Определяющими факторами для кинематики скоростей потока в траншее
являются скорость в придонном слое на подходе к траншее и параметры самой
траншеи. Устройство траншеи несущественно отражается на распределении
усредненных скоростей транзитного потока, однако в потоке над траншеей по
сравнению с потоком ненарушенной структуры интенсивность пульсации скоростей
возрастает. Часть кинетической энергии транзитного потока передается жидкости,
111
находящейся в траншее, и возбуждает в ней движение, характер которого зависит от
параметров: т — заложение откосов траншеи; b/hТ— отношение ширины траншеи
по дну (b) к ее глубине (hТ); Ф — параметр криволинейной траншеи. Распределение
скоростей по оси траншеи показано на рис. 17.26. Скорость  на глубине y в
траншее (у отсчитывается от линии дна) можно определить по формуле
2


y
   2  0,9  ДОН   2  1   ,
hT 



(17.12)
где  — скорость в траншее на глубине у от верха траншеи; ДОН — донная скорость
на подходе к траншее; 2 — донная скорость в траншее.
На основании опытных данных построен график зависимостей 2/ДОН от b/hТ
при различных параметрах Ф (рис. 17.27), с помощью которого можно легко
определить расчетную скорость в траншее. При составлении графика принята во
внимание автомодельность критерия Рейнольдса Re = DН/, где DН — наружный
диаметр труб,  — коэффициент кинематической вязкости при значениях Re > 104,
т. е. для всех встречающихся в практике трубопроводного строительства случаев.
Пример. Определить донную скорость в траншее 2, имеющей параметры т =
1, b = 2 м, hT = 2 м, ДОН = 0,75 м. По графику (см. рис. 17.27) ДОН = 0,46.
Соответственно донная скорость в траншее 2 = —0,750,46 = —0,315 м/с и
направлена навстречу транзитному потоку. Если необходимо построить эпюру
скоростей в траншее, то можно воспользоваться формулой (17.12), принимая
различные значения у по глубине траншеи.
Рис. 17.26. Распределение скоростей
потока в траншее.
Рис. 17.27. График зависимости 2/ДОН от
b/hT и т:
I— т = 1; II— т == 0,5; III— т = 0;
IV—т == 2,5
112
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СИЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТРУБОПРОВОД
ПРИ ОБТЕКАНИИ ЕГО ПОТОКОМ ЖИДКОСТИ
Силовое воздействие потока на единицу длины трубопровода определяется по
известной формуле
2
Px  Cx   
D ,
2 g H
(17.13)
где Сх — коэффициент сопротивления; у — удельный вес жидкости;  — средняя
скорость потока, набегающего на трубу; g — ускорение свободного падения.
С л у ч а й с и м м е т р и ч н о г о о б т е к а н и я . Под симметричным понимается
обтекание трубы потоком с равномерным распределением скоростей по его высоте.
Анализ результатов большого числа экспериментальных работ по обтеканию
круглого цилиндра потоком жидкости, выполненных советскими и зарубежными
исследователями, позволяет сделать обоснованные рекомендации по назначению
коэффициентов лобового сопротивления Сх, для подводных трубопроводов.
Графики зависимости Сх от числа Рейнольдса Rе по результатам ранее
выполненных работ показаны на рис. 17.28. Из рисунка видно, что Сх при Rе = 2106
 105 сохраняет постоянное значение, равное 1,2. В этом диапазоне чисел
результаты многих исследователей совпадают. При числах Rе = 105  5105
наблюдается резкое уменьшение коэффициента Сх (так называемый кризис
сопротивления) примерно до 0,4 для гладких цилиндров. С увеличением числа
Рейнольдса от 5105 до 4106 значение Сх возрастает до 0,7 и при дальнейшем
увеличении Re, включая и верхнюю границу (Rе = 107) Сх не изменяется, оставаясь
равным 0,7.
В современной аэрогидродинамике физическая природа кризиса
сопротивления объясняется изменением распределения давления и изменением
положения точки отрыва потока от поверхности цилиндра. До кризиса
сопротивления отрыв потока происходит при ламинарном пограничном слое, и
точка отрыва расположена на передней части цилиндра, ширина кильватера больше
диаметра цилиндра. С увеличением Re до некоторого значения, при котором
наступает кризис сопротивления, пограничный слой становится турбулентным и
может противостоять большему увеличению давления, точка определения потока
поэтому перемещается к задней части цилиндра, а ширина кильватера уменьшается
до значений, меньших диаметра цилиндра, в результате чего и наблюдается
уменьшение коэффициента Сх.
113
Рис. 17.28. Зависимость Сх от Re:
1 — по Визельсбергеру; 2 — по Накагава для шероховатого цилиндра; 3 — по Накагава для
гладкого цилиндра; 4 — по Рошко для гладкого цилиндра; 5, 6, 7,8 — по Фейджу и Уорсэпу для
цилиндров различных шероховатостей; 9 — по Фейджу и Уэрсэпу для гладкого цилиндра; 10—по
Релфу для гладкого цилиндра; II—по Эйснеру для гладкого цилиндра; 12 — по Бородавкину и
Шадрину для цилиндра с незначительной шероховатостью; 13 — по Бородавкину и Шадрину для
труб, футерованных деревянными рейками
Обобщая результаты исследований, можно рекомендовать следующие
значения коэффициента лобового сопротивления при отсутствии влияния дна и
поверхности потока:
1) для трубопроводов с гладким и синтетическим покрытиями или с гладкой
металлической поверхностью Сх определяется по графику зависимости Сх = f(Re),
полученной Визельсбергом и Рошко (см. рис. 17.28);
2) для шероховатых (футерованных и бетонированных) трубопроводов Сх =
1,2 при Re = 104  105 и Сх = 1,0 при Re = 105  107.
Значения Сх для различных шероховатостей (различное состояние футеровки,
бетонированного покрытия) поверхности трубопроводов при Re = 10 5  107
очевидно, будут отличаться и даже зависеть от Re. Однако рекомендуемое нами
постоянное значение Сх = 1 удобно в практических расчетах, а некоторое завышение
значения Сх по сравнению с истинным его значением Сх < 1 будет увеличивать запас
устойчивости трубопровода на сдвиг, тем более что учесть точные условия
гидравлического режима потока в связи с возможными размывами русла сложно.
С л у ч а й н е с и м м е т р и ч н о г о о б т е к а н и я . Под несимметричным
понимают такое обтекание, при котором распределение скорости потока
существенно изменяется даже в пределах диаметра трубы. Такое явление имеет
114
место, когда труба расположена на дне, а также вблизи дна и свободной
поверхности потока.
Рис. 17.29. Зависимости: а — h/DH от k1 и б—k2 от Fr.
При обтекании трубопроводов, расположенных на дне или вблизи дна речного
русла, на них действует горизонтальная сила (сила лобового сопротивления) и
вертикальная (подъемная), составляющие которых (на единицу длины
трубопровода) определяются соответственно по формулам

Px  Cx' 
  2  DH
2g
Py  Cy 

2g
  2  DH
(17.14)
(17.15)
где Cx' и Су — коэффициенты соответственно лобового сопротивления и
подъемной силы при несимметричном обтекании;  — удельный вес жидкости;  —
средняя скорость набегающего на трубопровод слоя потока высотой, равной
диаметру труб DH.
Коэффициенты Cx' и Су, входящие в формулы (17.14) и (17.15), зависят от
гидравлического режима потока, шероховатости поверхности трубопровода и
положения, занимаемого им относительно дна.
Исследования, проведенные П. П. Бородавкиным и О. Б. Шадриным,
позволили установить, что при s/DH(s — расстояние от дна до нижней образующей
трубы) Cx' можно принимать равным соответствующим значениям Сх при
симметричном обтекании. Если труба расположена вблизи поверхности потока, то
влияние искривления свободной поверхности на величину Сх следует учитывать
лишь при h!DH < 3 (h— расстояние от поверхности воды до верхней образующей
трубы).
115
При h/DH > 3 Сх определяется как и для симметричного обтекания. Для Сx при
h/DH < 3 необходимо вести поправочный коэффициент k1, учитывающий влияние
h/DH, по графику (рис. 17.29, а) и поправочный коэффициент k2, учитывающий
параметр Fr = СР/gh, по графику (рис. 17.29, б). Эти графики построены по опытным
данным.
Следовательно, для несимметричного обтекания
(17.16)
Cx'  k1  k 2  Cx ,
При расположении трубопровода на дне и вблизи дна реки при s < DН на него
кроме лобового сопротивления Рх, действует и статическая подъемная сила Ру
Для определения коэффициента Су подъемной силы на основании
проведенных экспериментов построен график зависимости Су от Re (рис. 17.30, а)
для гладких и бетонированных труб; для труб футерованных коэффициент Су надо
умножить на 1,1.
Рис. 17.30. Зависимости: а — Су от Rе;
б — Cys/Cys=0 от s/DH
Изменение s/DH в пределах 0—1 оказывает весьма существенное влияние на
коэффициент подъемной силы Су.
На рис. 17.30, б показана зависимость Cys/Cys=0 от s/DH(Cys — коэффициент
подъемной силы для произвольного расстояния s трубопровода от дна реки).
Влияние искривления свободной поверхности при расположении
трубопровода на дне и вблизи дна реки (если h/DН < 3) учитывается
коэффициентами k1 и k2, как и в предыдущем случае.
Приведем пример определения сил Рх и Ру, действующих на расположенный
на дне реки трубопровод диаметром 1000 мм, футерованный деревянными рейками.
Донная скорость ДОН = 0,7 м/с, глубина реки 15 м, удельный вес воды с учетом
взвешенных частиц  = 1050 кгс/м3, температура воды 20° С ( = 0,01).
70  100
 7 ,0  105 . Принимаем Сх = 1,2; по графику
Определяем параметр Re 
0,01
рис. 17.30, а Су = 0,55. По (17.14) находим Рх = 31,46 кгс/м, по (17.15) Ру == 14,43
кгс/м.
116
Значение расчетной скорости  при определении Рх и Ру принимаются для
соответствующего профиля траншеи по формуле (17.12). Коэффициенты Сх и Су
назначаются с учетом рекомендаций, приведенных выше, и соответствующих
значений Re. Для иллюстрации приведем пример расчета.
Трубопровод DН = 1000 мм, футерованный деревянными рейками, находится
в траншее глубиной hT = 2,5 м и шириной по дну b = 2 м. Донная скорость на
подходе к траншее ДОН = 0,8 м/с.
По графику (см. рис. 17.28) для т = 1 и b/hT = 0,8 находим 2/ДОН = 0,45,
36  100
 3,60  105 ( = 0,01 при t° = 20° С).
откуда 2 = 0,36 м/с; Re 
0,01
По графику (рис. 17.30, а) находим Су = 0,55; Cx' принимаем равным 1,0. По
(17.14) и (17.15) определяем:
Рх = 6,94 кгс/см и Ру = 3,87 кгс/см.
Из этого примера видно, что укладка трубопровода в траншею существенно
уменьшает силовое воздействие потока.
МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСТОЙЧИВОСТИ
Условие устойчивости не засыпанного грунтом трубопровода на сдвиг
записывается в виде
Pxky.c = [Б + Q - kу.в(А + Ру + qи + qн)}fтр
(17.17)
где Px — горизонтальная составляющая силового воздействия потока; ky.с —
коэффициент устойчивости на сдвиг, принимаемый равным 1,15; kу.в —
коэффициент устойчивости на всплытие, принимаемый равным 1,1; Б — вес
балласта в воде; Q — вес единицы длины трубы с учетом изоляции, футеровки и
продукта, заполняющего трубу; А — выталкивающая сила; Ру — вертикальная
составляющая силового воздействия потока; qи — взвешивающее усилие,
возникающее при упругом изгибе трубопровода; qн — взвешивающее усилие,
обусловленное наличием продольной растягивающей силы в искривленном
трубопроводе при его протаскивании по дну траншеи; fтр — коэффициент трения
трубопровода о грунт, принимаемый равным tg .
Вес балласта на единицу длины трубопровода может быть установлен по
(17.17). Основные расчетные случаи:
1) прямолинейный трубопровод, течение отсутствует,
Б = kу.вА - Q;
(17.18)
2) то же при наличии течения,
117
Б  k у.в  A 
Px  k у.с
 Q;
fтр
(17.19)
3) трубопровод искривлен по профилю перехода, течение отсутствует,
Б  k у.в   A  q и   Q ;
(17.20)
4) то же при наличии течения
Px  k у.с
Б
 k у.в   A  q и   Q .
fтр
(17.21)
В общем случае
Px  k у.с
Б
 Q  k у.в  A  Py  q и  q н .
fтр


(17.22)
Если Б окажется отрицательным, то балластировка не требуется, при положительном Б трубопровод нужно балластировать.
Вес балласта в воздухе, обеспечивающий необходимый вес балласта в воде,
можно рассчитать по формуле
б
Б во з 
Б,
(17.23)
 б  ж
где ж — объемный вес воды; б — объемный вес балласта в воздухе.
Остановимся далее на определении qи и qн. Они зависят от вида профиля
перехода. Характерные профили показаны на рис. 17.31.
Для случая, показанного на рис. 17.31, а, постоянное по длине qи определяется
из выражения
384  E  I  f
qи 
,
(17.24)
4
5 l
где l — стрелка прогиба трубопровода; ЕI — жесткость труб.
118
Рис. 17.31. Профили
подводных трубопроводов
Определив далее из выражения
qи  l 3  x 
y
 1  2 
24  E  I 
x2
l
2

x3 

3
l 
(17.25)
значения у в нескольких сечениях х, совмещают упругую линию, рассчитанную по
(17.25), с профилем перехода. Если она будет расположена не выше отметок дна
траншеи, то qи определено верно; если выше — то увеличивают qи до значения, при
котором расчетная упругая линия (17.25) опустится ниже линии профиля.
На рис. 17.31, б показан вариант, когда qи должно определяться только для
обеспечения кривизны в пределах участка, ограниченного углом , а пригрузку,
компенсирующую qи, следует размещать в пределах . Уравнение упругой оси в
соответствии с принятыми на рис. 17.31, б обозначениями имеет вид
y
 l  a  2  x 3 l  a  4  x a 4  x l  a   l 3  x  x  a  4 a 4 
qи





  . (17.26)
2
2E I 
l
12  l
12  l
12
12 
l


Измерив по проектному профилю значение у = f в сечении хмах, из (17.26)
находим соответствующее qи..
Для случая, показанного на рис. 17.31, б, пригрузку, компенсирующую д,
лучше размещать в пределах участка 1ц. Взвешивающее усилие вычисляется как
сумма
qи = qи1 + qи2,
(17.27)
где qи1 — усилие от изгиба трубопровода длиной 1 со стрелкой прогиба fo по
(17.24); qи2 — усилие от дополнительного изгиба участка 10 на f,
qи2 
384  E  I   f  f 0  .
l0
(17.28)
Для профиля, показанного на рис. 17.31, в, можно найти qи следующим
образом.
Для участка а, считая, что один конец его опирается, а другой защемлен (У' =
0),
185  E  I  f 1
qи a 
;
(17.29)
4
a
119
для участка с
185  E  I  f 3
.
(17.30)
4
c
Для участка b, считая оба конца его защемленными,
384  E  I  f 2
qи b 
.
(17.31)
b4
К этим нагрузкам добавится нагрузка на компенсацию прогиба
76,8  E  I  f 0
qи 0 
.
(17.32)
l4
При укладке трубопроводов протаскиванием к ним прикладывают тяговые
силы, достигающие десятков тонн. Это обусловливает своеобразную “разгрузку”
трубопровода, что приводит к уменьшению запаса устойчивости за счет
взвешивающего усилия qн, а иногда к уменьшению прогиба и провисанию
трубопровода на отдельных участках. Последнее особенно опасно, так как под
воздействием потока провисающие участки могут прийти в колебательное
движение, при котором возможно разрушение трубопровода.
Взвешивающее распределенное усилие qн от воздействия продольной силы
определится следующим образом.
Пусть трубопровод протаскивается по схеме рис. 17.31, а, тяговой силой Т,
приложенной со стороны правого берега (точка В). При отношении f/l  0,1 можно
определить продольную силу в любом сечении х из условия
Tx  T  q т р   l  x  tg ,
(17.33)
qи c 
где qтр — вес единицы длины полностью снаряженного трубопровода в подводном
положении (за вычетом выталкивающей силы).
Принимая во внимание соотношение между прогибами и продольными
усилиями в “жесткой нити”, для сечения х = 0,51 имеем
f 
q è  q í   l 2
.
(17.34)

48  E  I 
8T 


5 l2 
Из (17.34) видно, что при Т = 0 прогиб f будет таким, как для балки на двух
опорах с равномерно-распределенной нагрузкой. Определив по (17.33) Тх для х =
0,51, находим по (17.34) qи + qн при заданном f (по фактическому профилю).
Значение qи + qн будет полным распределенным взвешивающим усилием с учетом
упругого изгиба и продольной силы в трубопроводе.
120
УКЛАДКА ТРУБОПРОВОДА С ПОВЕРХНОСТИ ВОДЫ
Суть способа укладки с поверхности воды заключается в следующем.
Полностью подготовленный к укладке трубопровод устанавливают на плаву над
подготовленной заранее траншеей, а затем погружают на ее дно затоплением при
положительной плавучести или отсоединением специальных устройств
удерживающих трубопровод на поверхности воды.
ПОДГОТОВКА ТРУБОПРОВОДА К УКЛАДКЕ
Трубопровод сваривают в нитку, длина которой на несколько метров (или
десятков метров) больше ширины зеркала воды между урезами.
Затем его испытывают на прочность и плотность, изолируют, футеруют,
оснащают (в необходимых случаях) понтонами, крепят тросы, которыми
трубопровод будет удерживаться в створе перехода.
Если спуск будет производиться по створу, то трубопровод укладывают на
спусковую дорожку, а по дну водной преграды прокладывают буксировочный трос.
Для увеличения плавучести трубопровод оснащен понтонами.
Если установка в створе будет осуществляться разворотом на плаву, то
устройства спусковой дорожки не требуется. В этом случае трубопровод размещают
в непосредственной близости от уреза воды (вдоль него).
УСТАНОВКА ТРУБОПРОВОДА В СТВОР
Эта операция является наиболее ответственной при укладке с поверхности
воды, так как при недостаточно точном ее выполнении трубопровод может быть
изогнут потоком воды и даже сломан.
В практике строительства применяют различные технологические схемы.
Основной особенностью любой схемы является способ перемещения трубопровода
в створ на плаву и удержание его в таком положении до погружения. В зависимости
от ширины русла водоема средства, с помощью которых трубопровод
устанавливают в створ и удерживают в нем, могут располагаться либо только на
берегах, либо на берегах и в русле водоема. Рассмотрим основные схемы установки
трубопровода в створ.
Схема 1
Схема применяется при ширине водоемов до 250 м. Полностью
подготовленный к опусканию трубопровод протаскивают и выводят на воду с
одного берега перпендикулярно потоку (рис. 17.32). До начала протаскивания
трубопровод 2 закрепляют тросами-оттяжками 3 от лебедок, установленных на
обоих берегах (положение I), и тяговым тросом 1, с помощью которого
121
осуществляется протаскивание. В местах строповки трубопровода (точки а, б)
устраивают сплошную футеровку из деревянных реек. На расстоянии 150—200 м
выше створа на обоих берегах устанавливают лебедки для удержания трубопровода
при выводе его в створ от сноса потоком. Лебедки устанавливают как можно ближе
к урезу воды. По мере продвижения трубопровода в русло реки в работу включается
лебедка Л2, с помощью которой трубопровод ориентировочно удерживается в
створе (положение II). Затем начинает работать и лебедка Л1 (положение III).
Регулируя длину оттяжек лебедками Л1 и Л2, трубопровод устанавливают точно в
створе.
Грузоподъемность тяговых средств и лебедок, а также диаметры тягового
троса и оттяжек определяют в зависимости от размеров трубопровода и
интенсивности гидродинамического давления потока.
Схема 2
Схема применяется при ширине водоемов более 250 м. Установка в створ
может быть выполнена по схеме, показанной на рис. 17.33. В положении I конец
труб удерживается одной оттяжкой от лебедки Л3, установленной на понтоне; затем
трубу в заранее намеченной точке б стропят второй оттяжкой от Л2, также
установленной на понтоне (положение II). Сам понтон удерживается якорем,
замытым в русле реки. При дальнейшем продвижении вперед трубопровод строят в
точке о оттяжкой от лебедки Л4 а оттяжки от лебедок Л2 и Л3 переносят в точки б и
в. Затем в работу вводят лебедку Л1. Трос от нее удерживает трубопровод в точке г
(положение III). Следует иметь в виду, что откреплять оттяжки можно только когда
трубопровод закреплен новой оттяжкой и нагрузка от гидродинамического
воздействия воды уже воспринята ею.
Рис. 17.32. Схема установки трубопровода в створ при ширине
122
водоема до 250 м.
Рис. 17.33. Схема установки трубопровода в створ при ширине
водоема более 250 м.
Широкому применению рассматриваемой схемы в летний период
препятствует необходимость перекрывать на некоторое время судоходство.
При четкой организации работ вывести в створ и уложить трубопровод в
траншею при ширине реки до 500 м можно за 3 — 4 ч. Наиболее частые причины
осложнений — ненадежно замытые в русловой части неподвижные якоря, которые
начинают “ползти” при полной нагрузке на оттяжки.
Схема 3 (способ П. П, Бородавкина)
Трубопровод выводят в створ разворотом его на плаву от одного берега к
другому. Этот способ очень удобен при строительстве переходов через водоемы,
имеющие крутые берега, когда для устройства спусковых дорожек требуется
разработка глубоких береговых выемок, а трубопровод имеет на концах кривые
вставки. Схема выведения трубопровода в створ показана на рис. 17.34.
На одном из берегов выше или ниже створа перехода (лучше выше)
подыскивают площадку шириной 3 м и более, длина которой равна или больше
длины перехода. На этой площадке собирают трубопровод проектной длины с
кривыми вставками (если они предусмотрены), покрывают его изоляцией, а в
необходимых местах футеруют. На площадке трубопровод можно собирать из
готовых секций длиной 80—120 м, доставляемых сплавом.
Подготовленный к укладке трубопровод спускают с площадки на воду. Затем
нитку буксируют катером к створу перехода и устанавливают вдоль одного из
берегов (см. рис. 17.34, положение I).
Трубопровод выводят в створ
по простой, но требующей четкой
организации работ схеме. Один
конец
трубопровода
шарнирно
закрепляют в точке О, а другой
отталкивают
от
берега.
Под
действием
движущейся
воды
трубопровод на плаву свободно
поворачивают в точке О до упора
незакрепленного
конца
в
противоположный берег (положение
Рис. 17.34. Установка трубопровода
II). Для удержания трубопровода в
в створ разворотом на плаву
створе его закрепляют оттяжками.
123
Накануне выведения трубопровода в створ точно замеряют скорости течения в
разных точках реки (по ширине), зная которые, можно легко определить
интенсивность гидродинамического воздействия, а в соответствии с последней
рассчитать необходимое число оттяжек. Оттяжки закрепляют на лебедках,
устанавливаемых на понтонах.
Понтоны 1, 2, 3, на каждом из которых установлено по три лебедки, прикрепляют к трубопроводу в положении I. Двумя тросами с каждого понтона
трубопровод стропят до начала разворота в точках а, б, в, г, д, е. В точках 4, 5, 6 (по
числу понтонов с лебедками) в 80—100 м выше створа замыкают в грунт якоря,
способные удержать весь трубопровод на поверхности реки от сноса течением. К
неподвижным якорям прикрепляют отрезки тросов, концы которых удерживаются
на поплавках на поверхности воды.
При проходе трубопровода вместе с понтонами над соответствующим якорем
(положение III) трос последнего прикрепляют к тросу, идущему от одной из
лебедок, предназначенной для удержания понтона в нужном положении.
Одновременно понтон открепляют от трубопровода; вследствие разматывания
оттяжек, закрепленных на двух других лебедках, понтон отстает от трубопровода.
Он продвигается вниз по течению медленнее, чем разворачивается трубопровод.
При этом последовательно вступают в работу неподвижные якоря 4, 5 и 6.
Постепенно скорость разматывания оттяжек уменьшается, а смещение понтонов по
течению прекращается: они занимают положение 7, 8, 9, удерживаясь на
неподвижных якорях. Скорость разворота трубопровода замедляется, и после
вступления в работу всех удерживающих якорей он полностью останавливается и
удерживается оттяжками в точках а, б, в, г, д, е.
Так как длина трубопровода больше, чем расстояние между берегами, то в
какой-либо момент незакрепленный конец трубопровода упрется в берег
(положение III). К этому времени все понтоны должны стоять на якорях. Конец
трубопровода (точка О) вводят в береговую траншею. Если этого недостаточно для
введения другого конца в траншею, то, регулируя длину русловых оттяжек, дают
возможность трубопроводу прогибаться (положение IV) до тех пор, пока второй
конец не войдет в траншею. Натяжением тросов-оттяжек трубопровод
устанавливают точно в створ (положение V). При наличии береговых кривых
вставок их поднимают в вертикальное положение с помощью трубоукладчиков.
После установки в створ трубопровод затопляют. Рассмотренная технология
позволяет весьма быстро, без устройства специальных спусковых дорожек
укладывать подводные трубопроводы любых диаметров.
124
Для укладки по данной схеме необходима тщательная разработка технологии;
накануне операции должен быть составлен план ее выполнения, в котором нужно
четко распределить обязанности каждого ее участника.
Как отмечалось, при установке трубопроводов в створ должно быть
обеспечено надлежащее геодезическое обслуживание работ. Схема 3 требует в этом
отношении особой тщательности. Расстановка якорей для удержания понтонов
должна быть выполнена с высокой точностью. Так, ошибка в определении
положения точки замывки одного из якорей на 4 — 6 м может привести к тому, что
понтон при развороте трубопровода пройдет мимо этого якоря.
Схема 4
Укладка трубопровода осуществляется зимой со льда. Установку его в створ
выполняют в специально устраиваемой во льду узкой прорези.
При толщине льда 25 см и более все подготовительные и строительномонтажные работы не отличаются от линейных и выполняются непосредственно на
льду. При этом обязательно соблюдение минимально допустимого расстояния
между работающими машинами, которое зависит от их массы (табл. 17.7).
Таблица 17.7
Допускаемые расстояния между грузами
Груз
Общая масса, т
Одиночный пешеход
Колесные грузы
0,1
До 3,5
6,0
10,0
15,0
3,5
10,0
12,5
25,0
45,0
Гусеничные грузы
Наименьшая
Наименьшее
расчетная толщина расстояние между
льда, см
грузами, м
5
5
15
15
20
20
25
25
30
30
15
15
20
20
25
25
40
40
50
50
При толщине льда до 20 см, как видно из табл. 17.7, проезд трубоукладчиков и
гусеничных тракторов, имеющих массу более 10 т, не допускается. В этом случае на
береговой строительно-монтажной площадке сваривают, изолируют и футеруют
секции труб длиной 100—120 м. С помощью лебедки, установленной и
закрепленной на льду, секции протаскивают на лед и укладывают вдоль створной
линии на 1,5—2,0 м выше или ниже ее. Створ заранее отмечают вешками. После
125
протаскивания секций выполняют сварку секционных стыков. Затем проверяют
качество стыков и покрывают их изоляцией. На льду осуществляют и опрессовку
трубопровода.
Непосредственно перед укладкой во льду точно по створной линии устраивают прорезь шириной примерно 1,5 диаметра труб. После очистки прорези от
разрушенного льда в нее опускают трубопровод. Перед опусканием его строят
оттяжками, закрепленными в лебедках. Длину оттяжек с помощью лебедок можно
регулировать. Оттяжки необходимо пропускать подо льдом. В противном случае
трубопровод будет снесен течением на откос или бровку траншеи. Длину оттяжек
рассчитывают так, чтобы нитка перехода точно легла на дно траншеи.
При глубине рек до 6 м можно вместо оттяжек использовать направляющие
сваи, которые опускают в прорезь. Нижние концы их забивают в дно траншеи на
0,5—1 м, а верхние опираются на лед. Для изготовления свай используют ровные
бревна диаметром 18—20 см или стальные трубы диаметром 100—150 мм.
При толщине льда менее 10 см работы со льда с использованием машин вести
нельзя. Ледовые покрытия используют в этом случае только для удержания
трубопровода в створе в прорези.
ПОГРУЖЕНИИ ТРУБОПРОВОДА В ТРАНШЕЮ
Трубопровод сразу же после установки в створ опускают в траншею. При этом
необходимо, чтобы трубопровод погружался плавно, без колебаний в вертикальной
плоскости, и время погружения было минимальным.
Погружение в траншею может быть произведено по двум схемам. Если
погружают трубопровод, имеющий положительную плавучесть, то его погружают
заливом воды внутрь трубы. Если плавучесть отрицательная (трубопровод тонет в
воде), то он удерживается на плаву понтонами, а погружается последовательной их
отстропкой (откреплением).
Рис. 17.35. Формирование переходной кривой
При погружении затоплением воду в трубу заливают с более низкого берега;
на другом берегу устанавливают вантуз для выхода воздуха из трубопровода.
126
Заливают воду насосами, имеющими подачу до 200 м3/ч. Во время заливки
внимательно следят за образованием начального участка переходной кривой. В это
время вода должна подаваться медленно, чтобы избежать перелива что очень
опасно, так как вследствие быстрых перемещений воды внутри труб могут
возникнуть колебания трубопровода в вертикальной плоскости. На рис. 17.35
показана схема деформирования переходной кривой. В начале заливки образуется
прогиб 2. Если слишком быстро подавать воду, то она может переливаться в пустую
часть трубы, участок 1 опорожнится и будет вытолкнут вверх; начнется
колебательный процесс. Полная подача воды может быть только при образовании
нормальной переходной кривой (положения 3 и 4).
При погружении трубопровода с помощью понтонов отстропка производится
от одного берега к другому. При этом трубопровод постепенно погружается в
траншею. Имеются специальные понтоны, отстропка которых осуществляется с
поверхности воды, так что управление процессом погружения в этом случае
достаточно просто.
Как в первом, так и втором случаях оттяжки, которые удерживают
трубопровод в створе, отсоединяют только после погружения его в траншею.
ОСНОВНЫЕ РАСЧЕТЫ, СВЯЗАННЫЕ С УКЛАДКОЙ
ТРУБОПРОВОДА С ПОВЕРХНОСТИ ВОДЫ
Определение предельной глубины при погружении заливом воды.
Как отмечалось выше, при заливе воды образуется переходной участок с (рис.
17.36). При этом в стенке трубы возникают изгибающие напряжения, которые могут
привести к ее разрушению. Задача заключается в определении допустимой глубины
погружения hдоп, при которой напряжения в трубе тах будут меньше или равны
допускаемым [], т. е. должны выполняться условия
тах  []
(17.35)
где [] = 0,9т; т — предел текучести.
Уравнение переходной кривой можно получить, рассматривая участок трубы с
как балку на двух опорах в точках А и В, загруженную распределенными нагрузками
q1 (отрицательная плавучесть) и q2 (положительная плавучесть), а также реакцией
грунта R.
Для участка а уравнение упругой линии имеет вид
EI  y  R
x 3 q1  x 4
,

6
24
(17.36)
127
а для участка b
E  I  y   q1  q2  
a 2  x2
x 3 q2  x 4
a3  x
a4
 R  a   q1  q2  

  q1  q2  
  q1  q2  
4
6
24
6
24


(17.37)
Изгибающий момент для участка а
q1  x 2
,
M  x  R  x 
2
(17.38)
а для участка b
q2 2
a2
M  x 
 x  R  a   q1  q 2   x   q1  q 2  
,
2
2


(17.39)
где
b2
a  q1   0,5  a  b  q 2 
2
R
c
Максимальный изгибающий момент на участке а
a
M max

(17.40)
R2
,
2  q1
(17.41)
а для участка b
b
M max
 q1  q 2   a 2  R   q1  q 2   a 


2
2  q2
2
.
(17.42)
Длину заполненного водой участка а определяют по выражению
a4
6 E  I  h
 q1  q 2    n  0,5
2
 0,25  q 2  n
4
.
(17.43)
где Е —модуль упругости; I — момент инерции трубы; n = c/a —отношение
полной длины переходного участка с к заполненной водой части а.
Рис. 17.36. Расчетная схема
переходной кривой
Зависимость п от отношения q1/q2 представлена на рис. 17.37. После опре
128
a
b
деления M max
и M max
находят тах по формуле
M
(17.44)
 max  max ,
W
где W — момент сопротивления сечения трубы.
В первые в такой постановке задача о погружении трубопровода была решена
В. Ф. Кожиновым.
Порядок расчета следующий:
1) по графику (рис. 17.37) при известном q1/q2 находят п;
2) по выражению (17.43) при заданном h находят а, а по формуле (17.40) R;
a
b
3) определив далее M max
и M max
по (17.44) находят тах;
тах с [ ] устанавливают возможность погружения
трубопровода затоплением. Если тах  [ ] то погружение возможно. При тах >>
[ ] необходимо принять меры к уменьшению тах, для чего применяют
4) сравнивая
разгружающие понтоны, что ведет к уменьшению отношения q1/q2 вследствие
уменьшения q1.
Для определения допустимой глубины погружения трубопровода с
поверхности воды можно воспользоваться графиком, приведенным на рис. 17.38. На
нем дана зависимость коэффициентов 1 и 2, являющихся функцией n, от
отношения q1/q2.
Определяют hдоп по формуле
hд о п 
  2  
3150   2  rс р
где [] —допускаемое напряжение материала труб при укладке;  —толщина
стенки труб; rср— средний радиус трубы.
Коэффициент  принимается по графику (см. рис. 17.38). При пользовании им
следует иметь в виду, что при q1/q2 > 1 нужно подставлять в формулу (17.45)
значение1, а при q1/q2 < 1 значение 2.
Определение предельной глубины,
при погружении откреплением понтонов
Этот случай характерен для укладки с поверхности воды трубопровода,
имеющего отрицательную плавучесть, например газопровода, балластированного
грузами или сплошным бетонированием. Схема укладки показана на рис. 17.39.
Понтоны 1, 2, 3 еще прикреплены к трубе, а 4, 5, 6 и т. д. откреплены. На участке b
труба уже лежит на дне, на участке а образовалась переходная кривая; далее труба
находится на плаву.
129
Рис. 17.37. Зависимость п = f (q1/q2)
Рис. 17.38. Зависимость 1 и 2 от q1/q2
Заменяя действие сосредоточенных сил от понтонов 1, 2, 3 распределенной
нагрузкой q2, приходим к предыдущей схеме. Различие заключается в том, что в
случае заливки воды внутрь труб регулирование величины q2 исключается. Во
втором случае q2 можно регулировать в необходимом направлении, а следовательно,
в соответствии с (17.45) можно регулировать и допустимую глубину погружения
hдоп. Причем из (17.45) видно, что существенное увеличение hдоп достигается
уменьшением  (при прочих равных условиях).
4
5
6
Г.В
3
Рис. 17.39. Схема погружения
газопровода откреплением
понтонов
2
1
b
a
Приведем порядок расчета трубопровода, укладываемого заливкой воды или с
помощью понтонов. Возможен также и совмещенный вариант, когда величина q1
уменьшается за счет применения понтонов, а погружение осуществляется заливкой
воды внутрь труб.
1. Подготовляют исходные данные: DH, , I, h, [], q1, q2, q1/q2.
2. По графику (рис. 17.38) находят , а затем по (17.45) hдоп. Если hдоп > h, то
укладка возможна. В противном случае по (17.45) находят  при hдоп = h, а затем по
графику (рис. 17.38) определяют требуемое значение q1/q2. Регулируя q1 и q2
(применением понтонов различной грузоподъемности, изменением расстояния
между ними и т. п.), добиваются необходимого соотношения q1/q2.
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ОТТЯЖЕК,
130
УДЕРЖИВАЮЩИХ ТРУБОПРОВОД В СТВОРЕ НА ПЛАВУ
Как отмечалось выше, для удержания трубопровода в створе перехода на
плаву применяют тросовые оттяжки. Точки закрепления их определяют в
зависимости от интенсивности гидродинамического воздействия потока и
характеристик трубопровода. Прежде всего определяют интенсивность
гидродинамического воздействия потока Рх по длине трубопровода. Величина Рх
может быть найдена по рекомендациям темы “Технология укладки подводных
трубопроводов и расчетное обоснование схем укладки”.
Для определения Рх, перед установкой трубопровода в створ замеряют
поверхностные скорости с помощью гидрометрической вертушки или в крайнем
случае с помощью круглых поплавков. На основании замеров строят эпюру
скоростей  (рис. 17.27), которая дает наглядное представление не только о
распределении скоростей потока, но и об интенсивности гидродинамического
воздействия. На практике часто принимают скорость, а следовательно, и Рх
постоянной по ширине потока и равной Рmax. Рассматривая далее трубопровод как
балку на нескольких опорах, определяют длину пролета между двумя оттяжками.
При двух пролетах изгибающий момент в точке установки оттяжки будет
P  l2
M
,
(17.46)
8
где 1 — расстояние между оттяжками.
Имея в виду, что М = []W, где [] — допускаемое напряжение в материале
труб при упругом изгибе, а W — момент сопротивления сечения трубы, находим
длину пролета:
l
8     W
.
P
При трех пролетах 1 определяют из выражения
l
9,35     W
P
при четырех и большем числе пролетов
l
,
(17.47)
(17.48)
12     W
.
(17.49)
P
В этих формулах [] принимается по данным сертификатов на трубы (в
кгс/см2), Р вычисляется в кгс на 1 см длины трубы.
Определив расстояния 1 между оттяжками по несущей способности,
вычисляют стрелку прогиба пролетов f под давлением воды. Если стрелка прогиба
окажется больше, чем половина ширины дна траншеи, то трубопровод может не
131
лечь в траншею. В этом случае расстояние между оттяжками нужно уменьшить. Для
краевых (прибрежных) пролетов стрелку прогиба определяют по выражению
2,5  Pi  l 4
,
f 
384  E  I
(17.50)
а для русловых пролетов
Pi  l 4
,
(17.51)
f 
384  E  I
где Е — модуль упругости; 1 — момент инерции сечения трубы; Pi
Определяют по (17.13).
Например, расстояние между оттяжками, определенное по несущей
способности при Pi = 0,34 кгс/см, 1 = 28000 см4, W = 1320 см4, равно 100 м. Прогиб
для русловых пролетов будет
f=160 см.
Если при этом ширина траншеи по дну равна или менее 2,5 м, то трубопровод
ляжет на бровку. Поэтому расстояние между оттяжками нужно уменьшить.
Приняв 1 = 60 м, получим стрелку прогиба, равную 21 см в русловой части и
50 см — в прибрежных пролетах.
УКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ, СООРУЖАЕМЫХ ПО СХЕМЕ
“ТРУБА В ТРУБЕ”
Как показывает опыт эксплуатации подводных однотрубных переходов,
наличие одной или нескольких ниток дает возможность лишь обеспечить перекачку
нефти и газа без перерыва в случае аварии одной из ниток. Однако в настоящее
время такой подход нельзя считать правильным, ибо ущерб, наносимый природе
при разрушении труб, может значительно превысить ущерб от остановки перекачки
на некоторое время. Поэтому основное внимание должно уделяться повышению
общего уровня надежности каждой нитки перехода, а не простому резервированию
за счет числа ниток. Такой подход дает реализация однониточного перехода в
двухтрубном исполнении. Рассмотрим способы сооружения такого перехода.
Схема 1
Переход сооружается в однониточном исполнении по схеме двойной трубы
(см. рис. 17.11, г). В подготовленную заранее подводную траншею опускают
наружную трубу с уложенным внутри нее тросом. Труба в процессе укладки
заполняется водой, после чего ее нужно засыпать грунтом. Затем с помощью троса
внутрь уложенной трубы с берега протаскивают вторую трубу меньшего диаметра.
Пространство между обеими трубами сразу после протаскивания внутренней трубы
132
заполняют цементо-песчаным или другим утяжеляющим раствором, который
заменяет чугунные утяжеляющие грузы или сплошное бетонирование, выполняемое
на берегу. Прочность такого трубопровода намного выше прочности обычного, что
и позволяет отказаться от традиционного двухниточного исполнения.
Для того чтобы расстояние между наружной и внутренней трубами было
одинаковым по всей длине, внутренняя труба оснащается катками. Катки
закрепляют на внутренней трубе с помощью кольцевых полумуфт. Применение
катков позволяет протаскивать внутреннюю трубу с малым тяговым усилием.
Схема 2
В створ перехода устанавливают на плаву сдвоенный трубопровод
(внутренняя труба еще на берегу протаскивается во внешнюю трубу), который
удерживается в створе с помощью тросовых оттяжек, по одной из схем, описанных
выше.
Погружение сдвоенного трубопровода в подводную траншею осуществляется
заполнением внутреннего трубопровода водой, при этом межтрубное пространство
остается незаполненным.
После укладки трубопровода на дно траншеи тщательно (с помощью эхолота)
проверяется его положение, и только при соответствии действительного положения
проектному межтрубное пространство заполняется утяжеляющим раствором
(цементно-песчаным).
Один из ответственнейших элементов схемы — заполнение межтрубного
пространства цементно-песчаным раствором.
Для этой цели следует применять растворы с водоцементным отношением В/Ц
== 0,450,60, так как при более высоком В/Ц раствор расслаивается.
Раствор не должен схватываться до тех пор, пока не окончится заполнение.
Для увеличения подвижности смеси необходимо применять гидрофобные добавки
типа ССБ (спиртово-сульфитная барда). При приготовлении раствора лучше всего
применять тампонажный портландцемент.
Поскольку заполнение трубопровода должно продолжаться не более чем срок
схватывания цемента, то следует применять агрегаты высокой производительности,
например типа используемых при цементировании скважин при бурении.
Приведем пример расчета. Пусть диаметр наружной трубы DH = 1,0 м,
наружный диаметр внутренней трубы DНВ = 0,72 м. Определить время заполнения
перехода длиной 1 == 500 м при производительности заполняющего агрегата Q.
1. Объем межтрубного пространства на 1 м длины трубы
133
V



2
2
 DН
 DНВ
 0,37 м3.
4
Общий объем VОБ = 0,37500 = 185 м3. Время заполнения
V
(17.52)
t  ОБ ,
nQ
где п — число агрегатов, Q — производительность одного агрегата.
Время t по (17.52) должно быть в любом случае меньше tСХВ — времени
схватывания цемента. Так, для тампонажного портландцемента tСХВ = 1 ч 50 мин.
VОБ
Принимая в (17.52) t = tСХВ, находим Q 
n  t С ХВ
Пусть n = 1, тогда
Q
185
 1,68 м3/мин,
110
при n = 2
185
 0,84 м3/мин.
220
Соответственно должны быть подобраны и раствороприготавливающие
агрегаты.
НАКЛОННОЕ БУРЕНИЕ КАК МЕТОД
ПЕРЕСЕЧЕНИЯ РЕК НЕФТЕПРОВОДАМИ
Текст цитируется по статье Б.Ф.Снищенко
Q
В статье излагается взгляд автора на наиболее популярный за рубежом способ
прокладки трубопроводов через реки. Работа является результатом поездки автора
по приглашению фирм Oil Company (шт. Техас) и Louis J. Cappozoli and Ass. (шт.
Миссисипи) в августе 1995 г. в США для ознакомления с теорией, практикой и
технологией наклонного бурения. В программу поездки входило посещение
Экспериментальной станции водных путей Корпуса инженеров армии США в
Виксбурге, где проводятся теоретические и экспериментальные разработки метода;
Центра бестраншейных технологий в Рестоне при Луизианском технологическом
университете, в котором разрабатывается технология бурения и готовятся кадры; а
также конкретного перехода через р. Миссисипи, выполненного по новой
технологии. Кроме того, во время поездки были рассмотрены проекты некоторых
построенных и проектируемых переходов через реки.
134
Предварительное расширение
Окончательное протаскивание
Рис.1. Технология прокладки трубопровода через реку методом наклонного бурения (по
Direktional Crossing Contractors Assotiation, USA)
Метод наклонного бурения называют по-разному: наклонно-направленное
бурение,
горизонтальное
бурение,
горизонтально-направленное
бурение,
направленно-управляемое горизонтальное бурение, бестраншейная технология,
метод "крота" и др. Однако сущность метода одна: по створу перехода, под руслом
реки, примерно повторяя очертание ее поперечного профиля, пробуривается
скважина, по которой с одного берега на другой протягиваются трубопровод.
Бурение скважины производится в два или три этапа (рис. 1). На первом этапе
пробуривается пилотная, направляющая скважина, диаметр которой меньше
диаметра трубопровода: на последующих этапах, обычно с противоположного
берега, тоже путем бурения, производится расширение пилотной скважины до
135
диаметра укладываемой трубы и через готовое отверстие протаскивается
трубопровод.
Метод наклонного бурения возник как новый способ прокладки труб под
препятствиями, наносящий наименьший экологический ущерб окружающей среде,
человеку и самому препятствию и экономически более выгодный по сравнению с
традиционными методами.
Метод разработан и впервые внедрен в США. В 1971 г. под р. Педжейро в
Калифорнии корпорацией Cherrington методом наклонного бурения был проложен
трубопровод диаметром 115,3 мм и длиной 231,6 м. (Заметим, что М.Черингтон
считается создателем метода наклонного бурения). После этого началось широкое
внедрение метода в практику. К 1992 г. было построено уже 2400 переходов, их
диаметр возрос до 1200 мм, максимальная длина перехода достигла 1800 м, а
суммарная длина построенных переходов превысила 800 км. На счету США
оказалось 75% переходов, построенных по новой технологии.
Непрерывно менялись и совершенствовались методы прокладки: до 1978 г.
труба переправлялась на противоположный берег методом проталкивания, а с 1978
г. - путем протягивания. В 1980 г. впервые в одну скважину поместили пучок из
трех труб. Совершенствовались также техника и технология бурения. На рис. 2
представлена динамика развития некоторых характеристик переходов.
Рис.2. Динамика роста некоторых характеристик подземных переходов (по данным
Trenchless Technoloqy Center)
136
3. СЛОВАРЬ ПОНЯТИЙ
Подводный переход – участок магистрального трубопровода, пересекающий естественные или
искусственные водоемы.
Меженный уровень вод – наименьший уровень вод, питание реки
происходит за счет грунтовых вод.
Линия размыва – линия до которой в течение времени происходит
глубинное переформирование дна русла.
Балластировка – утяжеление трубопровода при положительной плавучести.
Футеровка предназначена для предохранения изоляции от повреждений при
укладке.
4. МАТЕРИАЛЫ, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ В ПРОЦЕССЕ
ОБУЧЕНИЯ И КОНТРОЛЯ
Возможен следующий план лекций:
1. Классификация подводных переходов.
2. Конструктивные схемы подводных переходов.
3. Технология укладки подводного трубопровода.
4.1.
Задания к практическим занятиям
I практическое:
1. Показать расчет балластировки подводного перехода.
2. Показать расчет метода протаскивания и метода погружения
трубопровода с поверхности воды при прокладки подводного перехода.
3. На основании полученных знаний рассчитать балластировку для
трубопровода (таблица данных).
1. РАСЧЕТ ПРИГРУЗКИ ТРУБОПРОВОДА
Условие устойчивости трубоповода на дне в период строительства и
последующей эксплуатации имеет вид
Б ≥ Пб∙(kн∙ qв + Бг + Бв + Бизг - qтр - qдоп)
где Пб – коэффициент надежности по нагрузке (для чугунных кольцевых пригрузов
принимаем Пб=1);
137
kн – коэффициент надежности против всплытия (kн=1,05 для водоемов при
отсутствии течения, болот и пойм рек, kн=1,1 для водных преград шириной
до 200 м, kн=1,15 для всех остальных рек и водоемов).
qв выталкивающая сила воды:
qв 
2
  Dосн
4
 в
Dосн диаметр оснащенного (изолированного и зафутерованного) трубопровода:
Dосн = Dн + 2·δиз + 2·δф
где δиз – толщина слоя изоляционного покрытия;
δф – толщина футеровки.
γв = 10,5 кН/м3 – удельный вес воды.
составляющие гидродинамического воздействия:
расчетная интенсивность нагрузки от горизонтальной составляющей гидродинамического
воздействия потока:
Бг 
с х   в  vв2  Dосн
2  g  f тр
расчетная интенсивность нагрузки от вертикальной составляющей гидродинамического
воздействия потока:
Бв 
где
с y   в  v в2  Dосн
2 g
cx, cy – коэффициенты лобового сопротивления и подъемной силы при
обтекании трубы сответственно (cy =0,55);
cx – принимается взависимости от числа Рейнольдса
Re 
vв  Dосн
в

0,6  1,0714
 6,4  10 7
8
10
где vв – средняя скорость течения воды в рассматриваемом водоеме;
νв = 10-8 м/с2 – кинематическая вязкость воды
fтр – коэффициент трения трубопровода о грунт.
№
1
2
3
4
Грунт
Разрушенная скала, скальные грунты
Пески крупные и гравелистые
Пески мелкие и супеси
Илистые и суглинистые грунты
5. Определим расчетную интенсивность нагрузки от упругого отпора при
свободном изгибе трубопровода:
Б изг 
138
32  Е  J
9  2  R 2
fтр
0,65
0,55
0,45
0,4
Момент инерции поперечного сечения трубопровода:
J

D
64
4
н
 Dв4н

где Е=2,06·1011 Па – модуль упругости стали.
Радиус упругого изгиба трубопровода R принимаем равным 1000Dн,
Угол поворота трубопровода α рад.
6. Для определения веса изоляционного покрытия и футеровки на 1 м трубопровода
необходимо знать диаметр трубопровода совместно с изоляционным покрытием:
Dиз = Dн + 2·δиз
тогда
  Dиз2  Dн2 
qиз 
qф 
4
  из
2
  Dосн
 Dиз2 
q с .в . 
4
  Dн2  Dвн2 
4
 ф
  ст
где γиз=9,5·103 кН/м3 – удельный вес изоляционного покрытия;
γф=7,45·103 кН/м3 – удельный вес футеровки;
γс.в.=77·103 кН/м3 – удельный вес стали.
Тогда удельный вес оснащенного трубопровода будет равен:
qтр = qиз + qф +qс.в.
Определим вес газа в 1 м трубопровода
qдоп = 102·р·Dвн2
qдоп =0,662 Dвн2
где р – рабочее давление в газопроводе.
Наружный диаметр Вес груза
Наружный
трубопровода
диаметр груза
325
2,45
550
377
2,94
610
426
3,43
630
529
4,41
770
720
10,79
960
1020
10,79
1270
1220
11,94
1520
Ширина
груза
400
450
500
500
960
725
Толщина
кольца
125
130
130
130
170
230
250
139
Расстояние между отдельными грузами:
l гр 
Qгр   в  Vгр
Б
Количество грузов на данном переходе:
N гр 
L
l гр
вес 1 м забалластированного трубопровода:
q б  q тр 
Qгр
l гр
При балластировке трубопровода сплошным обетонированием толщина
бетонного покрытия (без учета изгиба и гидродинамического воздействия потока)
 б  0,5
 б Dиз  4(q тр  q доп )
 Dиз
 ( б  к н в )
вес 1 м забалластированного трубопровода:
q б  q тр  Dиз  б  б
2. ВЫБОР ПРОФИЛЯ ТРАНШЕИ.
РАСЧЕТ ОБЪЕМОВ ЗЕМЛЯНЫХ РАБОТ
Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в
дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом
возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.
Проектная
отметка
верха
забалластированного
трубопровода
при
проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5 м ниже
прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на
основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в
течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1 м от
естественных отметок дна водоема.
РУСЛОВАЯ ЧАСТЬ
Размеры и профили траншей устанавливаются проектом в зависимости от
назначения
и
диаметра
трубопроводов,
характеристики
грунтов,
гидрогеологических и других условии.
Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной
преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и
водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и
условиями прокладки кабеля данного трубопровода.
Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с
140
требованиями СНиП III-42-80*.
Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого
радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации
(предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов,
необходимой пригрузки и способа укладки подводного трубопровода.
площадь поперечного сечения траншеи
h

S  b    h
m

глубина траншеи
h = Dб + hр + 0.5 = 1.27 + 0.8 + 0.5 = 2.57 м,
где Dб – наружный диаметр забалластированного трубопровода;
hр – расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубы.
Ширина подводной траншеи определяется по формуле:
b = Dб + bк + bб + bз + bр + bт ,
где bк=0,5 м – зазор между трубопроводом и кабелем связи;
bб=0,7 м – расстояние от боковой поверхности трубопровода до подошвы
откоса (проход для водолаза при обследовании трубопровода после
его укладки);
bз – запас на заносимость траншеи донными наносами со стороны ее верхнего
откоса. Поскольку скорость течения превышает 0,5 м/с, то
bз 
qз  Т з
h
qз=40·10-3 м2/сут – средняя интенсивность отложения донных наносов на 1 м
фронта траншеи;
Тз=25 сут – продолжительность занесения таншеи;
bр – запас на допускаемые отклонения по ширине траншеи в процессе ее
разработки;
bт – запас на отклонения продольной оси трубоповода в процессе его укладки
от проектной оси траншеи (принимается 0,5 м на 1000 м длины перехода)
bт = 0,5·10-3·L
141
На береговых участках перехода ширина траншеи по дну
 Dб  300приDб менее700 мм

1,5D приD 700 и более



б
б
в

 Dб  500при m более 2

в г  300 прибалластировке трубопровода грузами , в г ширина груза 
Глубина траншеи на береговых и русловых участках перехода принимается по
проекту с учетом профиля дна водоема. Минимальное заглубление до верха
забалластированного трубопровода должно быть не менне 0,5 м от прогнозируемого
предельного профиля размыва русла реки с учетом возможных деформаций дна в
течение 25 лет после окончания строительства, но не менее 1 м от естественых
отметок дна водоема.
Определим площадь поперечного сечения траншеи по формуле
h

S  b    h
m

№ Грунт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Пески
Пылеватые и мелкие
Среднезернистые
Разнозернистые
Крупнозернистые
Супеси
Гравелистые и галечниковые
(гравия и гальки свыше 40 %)
Суглинки
Глины
Разрыхленный
скальный
грунт
Значение m при глубине траншеи
Береговые участки
Подводные участки
До 2 м
Более 2 м До 2,5 м
Более
2,5 м
0,67
0,8
0,8
0,8
0,9
1,33
0,5
0,67
0,67
0,67
0,72
1
0,4
0,5
0,56
0,67
0,67
1
0,33
0,4
0,43
0,56
0,5
0,67
1,5
2
4
0,8
1,33
4
1
2
2
0,67
1
1
и объем подводных земляных работ
Vрусл = S · L
Определим необходимое число земснарядов для завершения земляных работ в
заданный срок:
Nз 
142
V русл
Qз  Т з
БЕРЕГОВАЯ ЧАСТЬ
Размеры и профили траншей устанавливаются проектом в зависимости от
назначения
и
диаметра
трубопроводов,
характеристики
грунтов,
гидрогеологических и других условии.
Ширина траншей по дну должна быть не менее D + 300 мм для трубопроводов
диаметром до 700 мм (где D — условный диаметр трубопровода) и 1,5 D — для
трубопроводов диаметром 700 мм и более с учетом следующих дополнительных
требований:
- при разработке грунта землеройными машинами ширина траншей должна
приниматься равной ширине режущей кромки рабочего органа машины, принятой
проектом организации строительства, но не менее указанной выше;
- ширина траншей по дну на кривых участках из отводов принудительного
гнутья должна быть равна двукратной величине по отношению к ширине на
прямолинейных участках;
- ширина траншей по дну при балластировке трубопровода утяжеляющими
грузами или закрепления анкерными устройствами должна быть равна не менее
2,2D, а для трубопроводов с тепловой изоляцией устанавливается проектом.
Определим глубину траншеи по формуле
h = Dб + hр + 0.5
где Dб – наружный диаметр забалластированного трубопровода;
hр – расстояние от поверхности земли до верхней образующей трубы.
объем земляных работ
Vберег = S · L
Суммарный объем работ по устройству береговой Vберег и подводной Vрусл
траншей равен:
V = Vберег + Vрусл
3. РАСЧЕТ ТЯГОВОГО УСИЛИЯ
Находим пассивный отпор грунта утяжеляющим кольцевым грузам по формуле:
  ест  t гр2

 
Е пас  N гр  а
 tg 2 (45  )  2c't гр  tg (45  )  ,

2
2
2 

где Nгр – число балластирующих грузов;
γест – объемный вес грунта;
143
а – длина части окружности трубы, врезающейся в грунт. Принимаем
а=0,15·Dгр
φ – угол внутреннего трения грунта. Для суглинков принимаем tg φ=0,4.
c' – восстанавливающаяся часть сцепления грунта. Принимаем c'=0,1·с=1,9 кПа.
Определим усилие трогания с места трубопровода, оснащенного чугунными
кольцевыми грузами:
Т 0  qб  tg  a  c'  L  Eпас
где qб – вес 1 м забалластированного трубопровода;
L м – длина протаскиваемой плети.
Определим усилие протаскивания при установившемся движении трубопровода:
Ту = qб · L ·tg φ
Определим усилие протаскивания при трогании трубопровода с места после
вынужденной остановки:
Тповт = Т0 + qпр · a · L
где qпр=0,29 кН/м2 – удельное усилие присоса для суглинков.
Для подбора тягового средства определим значения расчетных усилий:
- при трогании с места
Тр = m0 · Т0
- при установившемся движении
Тр = m0 · Ту
- при трогании после вынужденной
остановки
Тр = m0 · Тповт
где m0 – коэффициент условий работы тягового средства.( 1,1 протаскивание
лебедкой, 1,2 протаскивание тягачами)
Параметры
Максимальное тяговое усилие, кН
При работе без полиспаста, 6,3 м/мин
При работе с полиспастом, 3,15 м/мин
Канатоемкость, м
Диаметр тягового каната, мм
Масса с канатом
Тип трубоукладчика
ТГ15-30
ТГ-201
ТГ35-60
ТГ-634
ТГ-502
144
ЛП-1
ЛП-1А
ЛП151
ЛП301
490,5
981
1500
39
43
706,3
1412,6
1600
41
44
1471,5
2943
800
62,5
45
1471,5
1943
1000
60,5
39,5
Максимальное тяговое
усилие, кН
122,6
215,8
223,7
539,5
725,9
Максимальная
грузоподъемность, кН
147,1
196,2
343,3
539,5
725,9
Кат-594
569
569
4. РАСЧЕТ ТЯГОВОГО ТРОСА
1. Определяем расчетное усилие, действующее на тяговый трос по формуле:
R
mn
 T рт ,
k t
где m =1.1 – коэффициент условий работы;
n = 2 – коэффициент перегрузки;
k = 1 – коэффициент однородности троса;
t = 0.75 – коэффициент тягового соединения;
Трт –
усилие, действующее на трос. При использовании полиспаста
определяется по формуле:
Т рт 
№
1
2
3
4
5
6
7
d
,
Вид соединения троса
Вокруг подвижного блока
Вокруг ковша
Продетого в отверстие планки
Через крюк простой петлей
При наличии на троссе расправленных узлов
При наличии оплетки
При сжатии троса специальными зажимами
Диаметр троса
5,8
7,6
9,2
10,5
12
15
16,5
18,5
21,5
23
26
30,5
33,5
36,5
Т рп
Значение коэффициента
0,43
0,67
0,35
0,2
0,5
0,75
0,7
Временное сопротивление разрыву проволок, кГс/мм2
160
170
180
200
1,94
2,06
2,18
2,33
3,38
3,59
3,59
3,96
4,85
5,16
5,16
5,69
6,62
7,04
7,04
7,76
8,6
9,12
9,12
10,05
13,4
14,25
14,25
15,75
16,2
17,2
17,2
19,05
19,4
20,6
20,6
22,75
26,4
28
28
30,9
30,25
32,15
32,15
32,45
38,85
41,25
41,25
45,55
53,75
57,1
57,1
63
65
69,05
69,05
76,1
77,3
82
82
90,35
145
39,5
42,5
45,5
48,5
54,5
90,8
105,5
121
137,5
174
96,5
112
128
140,5
174
96,5
112
128
140,5
174
106,5
123,5
141,5
-
5. РАСЧЕТ СКОРОСТИ ПРОТАСКИВАНИЯ
С ОДНОВРЕМЕННЫМ ЗАЛИВОМ ВОДЫ
Сорость протаскивания определяется из условия предотвращения всплытия
протащенной части перехода. Уровень воды в трубе не должен опускаться ниже
зеркала воды в водоеме более чем на 1м.
Скорость протаскивания трубопровода
d2
м/с
2
Dвн
При заданной скорости протаскивания трубопровода (например, исходя из характеристик
v  2.72 
лебедки) необходимый диаметр заливного отверстия
d  0,606 D  , м
146
ЗАДАНИЯ ДЛЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Сооружение подводного перехода и перехода под дорогой
Таблица вариантов
На оценку «удовлетворительно»
1. Провести расчеты в курсовом проекте для предложенной технологии.
«Сооружение объектов трубопроводного транспорта»
для студентов специальности Т.05.08.
Вариант
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Диаметр
Категория
трубопровода
дороги
720
А/д
1020
I кат.
1420
720
А/д
1020
II кат.
1420
720
Ж/д
1020
1420
720
А/д
1020
I кат.
1420
720
А/д
1020
II кат.
1420
720
Ж/д
1020
1420
720
А/д
I кат
1020
1420
А/д III кат.
720
А/д
1020
IV кат.
1420
720
А/д
1020
III кат.
1420
720
А/д
1020
IV кат.
1420
Профиль
Способ укладки
трубопровода
I
Протаскивание
Горизонтальное бурение
II
III
Сплав
Горизонтальное бурение
I
С понтонов
прокол
II
147
На оценку «хорошо»
1.
Провести расчеты в курсовом проекте для технологии, выбранной из нескольких
предложенных и обосновать этот выбор.
на отметку «хорошо»
Вариант
Диаметр
трубопровода
1
720
2
1020
3
1420
4
720
5
1020
6
1420
7
720
8
1020
9
1420
10
720
11
1020
12
1420
13
720
14
1020
15
1420
16
720
17
1020
18
1420
19
720
20
1020
21
1420
22
720
23
1020
24
1420
25
720
26
1020
27
1420
28
720
29
1020
30
1420
148
Категория
дороги
А/д
I кат.
Профиль
I
А/д
III кат.
Ж/д
Способ укладки
трубопровода
Протаскивание
Сплав
С понтонов
Прокол
Горизонтальное
бурение
Продавливание
II
А/д
I кат.
А/д
III кат.
III
Ж/д
А/д
I кат.
I
А/д
III кат.
Ж/д
II
А/д
I кат.
Протаскивание
Сплав
С понтонов
Прокол
Горизонтальное
бурение
Продавливание
Протаскивание
Сплав
С понтонов
Прокол
Горизонтальное
бурение
Продавливание
На оценку «отлично»
1. Провести расчеты в курсовом проекте для технологии, выбранной Вами и обосновать.
Вариант Диаметр трубопровода
1
720
2
1020
3
1420
4
720
5
1020
6
1420
7
720
8
1020
9
1420
10
720
11
1020
12
1420
13
720
14
1020
15
1420
16
720
17
1020
18
1420
19
720
20
1020
21
1420
22
720
23
1020
24
1420
25
720
26
1020
27
1420
28
720
29
1020
30
1420
Категория дороги
Профиль
А/д
I кат.
I
А/д
III кат.
Ж/д
II
А/д
I кат.
А/д
III кат.
III
Ж/д
А/д
I кат.
I
А/д
III кат.
Ж/д
II
А/д
I кат.
Профиль I
149
Левый берег
135
Правый берег
134
133
У.В. 132.1 м
07.12.95
132
131
130
129
128
127
126
125
6
5
4
151
152
профиль 2
153
154
È çì
профиль 3
È çì
155
156
ЛИТЕРАТУРА:
1. Подводная сварка и резка металлов / Под. ред. А.Е. Аскиса. - Киев: ИЭС им.
Е.О. Патона НАН Украины, 1980. - 96 с.
2. Тарабрин Г.Г, Хохлов Н.Ф., Угодчиков Н.А. Исследование
эксплуатационной надежности различных типов ремонтных конструкций,
изготовленных под водой // Трубопроводный транспорт нефти. -1994, №6.-С. 18-21.
3. Инженерные решения по технике безопасности в строительстве /
Золотницкий Н.Д. и др.- М.: Стройиздат, 1969. - 294 с.
4. Справочник специалиста аварийно-спасательной службы ВМФ / Под, ред.
Н.П. Чикера. - М.: Воениздат, 1963. - Ч. II.-675 с.
5. Файко Л.И. Ледяной покров и способы управления его режимом. Новосибирск: Наука, 1975. 138 с.
6. Гольдин Э.Р. Подводно-технические работы. Технология и средства
механизации. - М.: Транспорт, 1987. 20 с.
157
МОДУЛЬ-6(тема):
«Переходы магистральных трубопроводов через
искусственные препятствия»
ВВЕДЕНИЕ
Магистральные трубопроводы пересекают, како правило, большое число
препятствий двух видов: естественные и искусственные.
При решении вопроса о способе преодоления препятствий, необходимо решать
конструкторские, технологические и экономические вопросы. Для того, чтобы
выбрать правильное решение необходимо дать полную оценку препятствию,
известным технологиям и конструкциям, позволяющим преодолеть это
препятствие. Рассматриваемая тема охватывает широкий круг вопросов,
позволяющий использовать их в дальнейшей деятельности.
2. СХЕМА ИЗУЧЕНИЯ УЧЕБНОГО МАТЕРИАЛА
№
п/п
1
Тема занятий
Тип занятий
Вид занятий
Подземные переходы
трубопроводов под
дорогами и другими
искусственными
препятствиями
Изучение
нового
материала
Лекция
2
Подземные переходы
трубопроводов под
дорогами и другими
искусственными
препятствиями
Углубление,
Практическое
систематизация занятие
3
Надземные переходы
4
158
Изучение
нового
материала,
углубление,
систематизация
Переходы трубопровода Итоговый
через искусственные
контроль
препятствия
Количество
часов
4 часа
2 часа
Лекция с
2 часа
элементами
эвристической
беседы
Защита II
части
курсового
проекта
(задание в
модуле 5)
3. ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ О МОДУЛЮ-6
«ПЕРЕХОДЫ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
ЧЕРЕЗ
ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ»
Основной текст
ПОДЗЕМНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ
ПОД ДОРОГАМИ И ДРУГИМИ
ИСКУССТВЕННЫМИ ПРЕПЯТСТВИЯМИ
Широкая сеть железных и автомобильных дорог, а также оросительных и
судоходных
каналов
обусловливает
необходимость
пересечения
их
трубопроводами. Точное их число, размеры и конструктивные особенности могут
быть определены после выбора оптимальной трассы и определении вида и
характеристик препятствий.
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСКУССТВЕННЫХ ПРЕПЯТСТВИЙ
Наиболее серьезными препятствиями являются железные и автомобильные
дороги, судоходные и оросительные каналы, кабели связи и множество других
подземных коммуникаций. Дадим краткие характеристики основным видам
препятствий.
Железные дороги применительно к трубопроводному строительству
подразделяются на две основные группы: дороги общего назначения и подъездные
дороги промышленных предприятий.
Автодороги делятся па 5 категорий: I и II категории — дороги
общегосударственного значения, III категория — дороги республиканского и
областного значений, IV и V категории — дороги местного значения.
Интенсивность движения (число автомобилей в сутки) составляет: на дорогах I
категории — свыше 6000, на дорогах II категории — от 3000 до 6000, на дорогах III
категории — от 1000 до 3000, IV категории — от 200 до 1000 и V категории до 200.
Каналы подразделяются на оросительные, деривационные и судоходные с
твердым покрытием (каменная отмостка, бетон, железобетон) и без него (грунтовая
поверхность откосов и дна каналов). Оросительные каналы заполнены водой, как
правило, в период орошения полей, а судоходные — весь навигационный период.
Многие судоходные и несудоходные каналы используются для подвода воды и
заполнены ей круглый год. Деривационные каналы, предназначенные для подводов
воды к зданиям гидроэлектростанций, заполнены водой круглый год.
159
Как видно из приведенных особенностей искусственных препятствий,
эксплуатация большинства из них при прокладке трубопроводов не должна
прекращаться. Кроме того, метод пересечения должен быть, как правило, таким,
чтобы препятствие не испытывало ни малейшего воздействия при строительстве
перехода. Например, при пересечении железных дорог и автодорог I—III категорий
не допускается нарушение насыпи и образование даже минимальных просадок
поверхности насыпи (особенно на железных дорогах). При пересечении
оросительных каналов с твердым покрытием не допускается нарушение покрытия.
При пересечении любых судоходных и деривационных каналов поверхность дна и
откосов не должна нарушаться. В то же время грунтовые оросительные каналы в
неполивной период можно пересекать с разработкой ложа канала, но с
обязательным (немедленно после окончания работ) восстановлением его
поперечного и продольного профиля. Автодороги IV и V категорий также могут
пересекаться с разработкой траншей и последующим восстановлением профиля
дороги. Но при этом должен быть сооружен временный объезд, полностью
заменяющий участок дороги, выведенный из эксплуатации.
КОНСТРУКЦИИ ПЕРЕХОДОВ
В соответствии со СНиП 2.05.06-85* участки трубопроводов под железными
дорогами относятся к I категории. Конструктивная схема перехода изображена на
рис. 15.1. Трубопровод 1 располагается в металлическом футляре 2 (кожух), диаметр
которого должен быть больше диаметра основной трубы не менее чем на 200 мм.
Основную трубу и кожух покрывают антикоррозийной изоляцией. Кожух должен
иметь длину L = 2l2 + l3, где l2—расстояние, принимаемое равным 25 м для
железных дорог общего пользования и 15 м — для железных дорог промышленных
предприятий. На переходах газопроводов концы кожухов уплотняются таким
образом, чтобы была обеспечена герметичность пространства между газопроводом
и кожухом. Однако уплотнение должно обеспечивать возможность продольных
перемещений внутренней трубы по отношению к кожуху. Эта цель достигается
применением различного рода сальников 3. Для того чтобы в межтрубном
пространстве не поднималось давление в случае утечек газа, на одном из концов
кожуха вваривают в стенку кожуха трубу 4, которая выводится над поверхностью
земли на высоту hСВ  5 м. Расстояние l3 должно быть не менее 40 м для железных
дорог общего пользования и 25 м — железных дорог промышленных предприятий.
Для свечи используют трубы диаметром 150 мм при диаметре основного
трубопровода 1000—1400 мм. На переходах нефте- и нефтепродуктопроводов
вытяжные свечи не устраивают; один конец кожуха заделывается герметично.
160
Кожух укладывают с уклоном i  0,002, а на другом конце устраивают выход в
специальный колодец для сбора перекачиваемого продукта в случае разрыва
основной трубы. При этом из колодца должен предусматриваться выход в отводную
трубу для аварийного стока нефти и нефтепродукта в сторону от дороги. Колодец
должен располагаться не ближе 25 м от крайнего к колодцу рельса дороги общего
пользования и 15 м — дороги промышленных предприятий.
Рис. 15.1. Схема
железной дорогой
перехода
под
Рис. 15.2. Схема перехода
автомобильной дорогой
под
Переход под автомобильной дорогой (рис. 15.2) имеет аналогичное переходу
под железной дорогой конструктивное оформление, но здесь должны учитываться
следующие особенности. Кожух применяется только на автодорогах I, II, III и IV
категорий. Для газопроводов кожух должен иметь длину L = 2l1 + l3, где l1  10 м.
Расстояние l3 принимают равным 25 м. Для нефтепроводов l1 принимают для дорог
I, II категорий — 10 м, а III и IV категорий — 5 м. Колодцы устраивают только на
дорогах I и II категорий, а на дорогах III—IV категорий между трубой и кожухом на
концах кожуха делают мягкие водонепроницаемые уплотнения. На дорогах V
категории кожухи на переходах не применяют, соответственно не делают ни
колодцев, ни вытяжных свечей.
Переходы трубопроводов оросительных и судоходных каналов нормами
СНиП регламентируются лишь в самых общих чертах. Однако в связи с быстрым
развитием оросительных систем число таких переходов будет увеличиваться.
Отметим, что укладка трубопровода под судоходными каналами должна
производиться в кожухе; под несудоходными — может выполняться без кожуха, но
таким образом, чтобы состояние каналов с твердым покрытием во время
строительных работ не было нарушено. При этом следует иметь в виду, что
остановка судоходства по каналам в период навигации не допускается, поэтому
конструкция переходов под судоходными каналами будет аналогичной описанным
выше конструкциям переходов под железной или шоссейной дорогами. Взаимные
пересечения трубопроводов осуществляются без применения кожухов. В случае
пересечения газопровода с нефтепроводом первый располагают над нефтепроводом.
161
Тем самым уменьшается вероятность разрушения нефтепровода в случае разрыва
газопровода, при котором, как правило, происходит взрывообразный выброс грунта.
СООРУЖЕНИЕ ПЕРЕХОДОВ
Основным способом сооружения подземных переходов трубопроводов под
дорогами является бестраншейный способ, исключающий повреждение полотна
дороги, а также планового и высотного положения рельсов и твердого покрытия
автодорог или каналов. Бестраншейным способ называют потому, что при
прокладке как кожуха, так и трубопровода не устраивают открытой траншеи.
Технологическая схема выполнения работ по бестраншейной прокладке переходов
включает следующие основные операции: подготовительные работы; прокладку
кожуха под полотном дороги; прокладку трубопровода внутри кожуха; устройство
уплотнений, вытяжной свечи или колодца, отводной канавы. Подготовительные
работы на строительстве переходов под дорогами включают доставку необходимой
техники и оборудования, подготовку их к основной операции — прокладке кожуха
под дорогой, а также выполнения некоторого объема планировочных и земляных
работ. Основной объем подготовительных земляных работ составляет устройство
рабочего и приемного котлованов. Котлованы отрывают на глубину несколько ниже
той, на которой должен укладываться кожух. Рабочий котлован имеет размеры,
позволяющие установить в нем все необходимые машины и механизмы и выполнять
работы, связанные с укладкой кожуха. Размеры приемного котлована должны быть
такими, чтобы в нем можно было выполнить необходимые монтажные работы по
присоединению
дополнительных
труб
перехода
или
по
устройству
герметизирующего соединения кожуха с трубой.
Прокладка кожуха под дорогой может быть выполнена различными методами:
прокалыванием, продавливанием, горизонтальным бурением и виброударным
способом. В исключительных случаях могут применяться методы, используемые в
шахтном строительстве, связанные с применением специальной горнопроходческой
техники и технологии.
В настоящее время основным является способ горизонтального бурения,
наиболее эффективный при прокладке кожухов большого диаметра. При малых
диаметрах труб (до 700 мм) могут использоваться способы прокладывания и
продавливания. Охарактеризуем некоторые способы прокладки кожуха.
Способ прокалывания заключается в следующем. Лобовую часть кожуха
оснащают специальным заостренным наконечником, диаметр которого на 30  40
мм больше наружного диаметра кожуха. С помощью специальных домкратов,
установленных в рабочем котловане и упирающихся в заднюю стенку котлована,
162
вдавливают наконечник в грунт. По мере внедрения кожуха в грунт его наращивают
дополнительными, заранее приготовленными секциями. При таком способе
прокладки кожуха требуется очень большое усилие продавливания, так как при
внедрении его в грунт происходит уплотнение грунта наконечником, т. е.
приходится преодолевать лобовое сопротивление грунта и силу трения наружной
поверхности кожуха о грунт. Как установлено производственным опытом,
нажимные горизонтальные усилия Р зависят от вида грунта, в котором
прокладывается труба, и диаметра последних. Ориентировочно значение Р можно
принимать в пределах: для труб DH до 100 мм — до 400 кH; DH = 108  200 мм — от
500 до 1000 кН; DH = 220  520 — от 1000 до 2000 кН. Сопротивление грунта
внедряющемуся в него наконечнику с трубой можно вычислить по формулам
механики грунтов, определяя лобовое сопротивление как пассивное давление грунта
и учитывая силы трения грунта о поверхность проталкиваемой трубы. При укладке
способом прокалывания следует иметь в виду, что минимальная глубина заложения
трубы должна быть 3 м, так как при меньшей глубине поверхность грунта над
трубой вспучивается, что совершенно недопустимо при пересечении железных
дорог.
Способ продавливания позволяет избежать этого недостатка. Суть
продавливания заключается в том, что кожух вдавливается в грунт открытым
концом, а поступающий внутрь кожуха грунт удаляется. При этом усилие
продавливания определяется в основном силой трения грунта о наружную
поверхность кожуха. Принимая закон давления грунта на трубу по рекомендациям,
приводимым в курсе “Механика грунтов”, можно рассчитать необходимое усилие
продавливания. Так, при равномерном давлении грунта P=ЕСТhСРDНlГР+PЛОБ, где
ЕСТ —удельный вес грунта в естественном состоянии; hСР —расстояние от
поверхности грунта (или вершины свода обрушения) до центра трубы; lГР — длина
участка трубы, внедрившейся в грунт; PЛОБ — лобовое сопротивление режущей
кромки трубы. Для уменьшения сил трения головную часть трубы оснащают
специальным режущим кольцом, имеющим диаметр на 30—40 мм больше диаметра
основной трубы. Усилие продавливания создается домкратами, установленными в
специальном котловане. На рис. 15.3 изображена схема прокладки кожуха
продавливанием под дорогой. Котлован 2 имеет упорную стенку 1, способную
воспринимать усилие Р. Домкрат 3 передает нажимное усилие Р через специальный
нажимной патрубок 4 на трубу-кожух 5, для приема которого за дорогой отрывается
приямок 6. Грунт из трубы удаляется механическими приспособлениями или
гидроразмывом с последующей откачкой пульпы. Во избежание размыва полотна
гидроразмыв нельзя применять при пересечении железных н автомобильных дорог
163
I—III категорий. С помощью метода продавливания можно прокладывать трубы
диаметром до 1400 мм. Однако следует иметь в виду, что этот метод позволяет
проходить за одну смену лишь 2— 3 м при диаметре труб 1000—1400 мм. Усилия
продавливания при этом достигают от 1400 до 3000 кН. Основным недостатком
описанных методов прокладки труб под дорогами является необходимость либо
постепенного наращивания длины внедряемых в грунт труб, либо наращивание
толкающих элементов, поскольку длина хода поршней домкратов колеблется в
пределах 1—2 м.
Рис 15.3. Схема прокладки кожуха под дорогой продавливанием
Способ горизонтального бурения позволяет прокладывать кожух сразу на
полную длину (рис. 15.4). В створе перехода отрывают рабочий котлован 2, в
котором размещают прокладываемый кожух 9. Кожух укладывают на ролики 8
точно по оси перехода как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях.
Рабочий котлован имеет форму траншеи, длина которой на 10 м больше длины
кожуха, а ширина понизу на 1 м больше диаметра кожуха и поверху па 1,5 м больше
ширины силовой установки 6, закрепленной на трубе-кожухе и перемещающейся
вместе с ним по мере его внедрения в грунт. Внутрь кожуха помещают буровой
инструмент 1 и шнековый транспортер 7. Буровой инструмент режет грунт впереди
трубы, при этом скважина получается несколько больше, чем диаметр кожуха.
Грунт, поступающий в кожух, перемещается по кожуху шнековым транспортером 7.
который одновременно приводит во вращение и режущую головку бурового
инструмента 1. Сам транспортер вращается силовой установкой 6. Установка 6
крепится к трубе с помощью сцепного устройства и удерживается в необходимом
положении трубоукладчиком 5. Подача кожуха вперед осуществляется с помощью
лебедки, совмещенной с силовой установкой, усилие от которой передастся через
тросы 4 на опору 3. Опора представляет собой одну-две трубы диаметром 400—500
мм, помещенных в специально отрытую траншею длиной до 10 м. Разрабатываемый
грунт 10 из трубы высыпается в рабочий котлован. В курсе “Машины для
164
трубопроводного строительства” подробно рассмотрены характеристики и элементы
установок для горизонтального бурения. Мы отметим здесь, что в настоящее время
используются установки, позволяющие прокладывать тубы (кожухи) диаметрами
1220 и 1420 мм с регулируемой скоростью проходки от 0,3 до 10 м/ч при осевом
усилии без полиспаста до 80 кН. С полиспастом осевое усилие может достигать 800
кН. После укладки кожуха в него протаскивают заранее подготовленный рабочий
трубопровод. Подготовка включает проверку качества всех сварных стыков
методами физического контроля, гидравлическое испытание в соответствии с
требованиями СНиПов, изоляцию и футеровку. На трубопроводе закрепляют
роликовые или иные предусмотренные проектом опорные устройства. Эти
устройства облегчают процесс протаскивания трубопровода в кожух и фиксируют
его положение таким образом, чтобы исключался электрический контакт между
кожухом и трубопроводом.
После протаскивания устанавливают сальники, вытяжные свечи, оборудуют
приемные колодцы, отводящие канавы, полностью восстанавливают начальное
состояние придорожных сооружений, а также ландшафт местности. На последнее
должно обращаться особое внимание, так как невосстановленный рельеф начинает
интенсивно деформироваться под влиянием дождей, ветра и других климатических
факторов.
Сооружение переходов под дорогами и другими искусственными
препятствиями должно осуществляться с опережением основного линейного
строительства. Это дает возможность одновременно с окончанием линейных работ
пустить в эксплуатацию весь трубопровод.
165
Рис. 15.4. Схема горизонтального бурения
НАДЗЕМНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Области применения и конструктивные схемы надземных трубопроводов
ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ
Надземная схема укладки составляет лишь незначительную долю в
общем объеме трубопроводного строительства. Применяется эта схема в
основном для пересечения различного рода естественных и искусственных
препятствий, т.е. когда применение подземной схемы по каким-либо
причинам оказывается нецелесообразным. Имеются в виду две причины:
эксплуатационная надежность подземной схемы трубопровода в той или иной
конкретной ситуации или ее экономическая неэффективность.
Охарактеризуем кратко основные препятствия, при пересечении
которых возможно применение надземной схемы. Наиболее часто по
надземной схеме пересекают болота и овраги, такт как размеры их (глубина,
ширина, крутизна откосов) меняются, закрепление откосов в месте
пересечения трубопроводом малоэффективно.
Реки, имеющие неустойчивое русло, также часто пересекают по
надземной схеме. Например, только применение подвесных трубопроводов
позволило создать надежный в эксплуатации переход газопровода через
Амударью. До этого несколько ниток подводных переходов были разрушены.
166
Применение надземных трубопроводов оказывается целесообразным при
пересечении так называемых подрабатываемых территорий, т.е. участков
местности, под дневной поверхностью которых ведется выемка породы,
полезных ископаемых и т.д.
Имеет смысл при проектировании трубопроводов на болотах и
вечномерзлых грунтах рассматривать как подземную, так и надземную схемы
прокладки. По уровню надежности они примерно равнозначны, поэтому
экономические факторы здесь выступают на первый план.
Если при пересечении железных и автомобильных дорог предпочтение
отдается, как правило. Подземной схеме, то при пересечении арыков наиболее
часто применяется надземная схема. Иногда ее применяют и при пересечении
каналов (оросительных и судоходных).
КОНСТРУКТИВНЫЕ СХЕМЫ НАДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
В
трубопроводном
строительстве
применяются
следующие
конструктивные схемы надежных трубопроводов:
балочная схема, не содержащая специальных устройств для
компенсации удлинения (или укорочения) трубопровода. Трубопровод
укладывается прямолинейно на опорах как многопролетная балка; поэтому
схема и получила название балочной;
балочная схема, включающая различные элементы, позволяющие
компенсировать удлинения труб при изменении их температуры и
внутреннего давления.
Известны следующие виды этой схемы:
трубопроводы
с П-,
Ги
Z-образными компенсаторами,
устанавливаемыми через определенные расстояния в вертикальной или
горизонтальной плоскостях; трубопровод, имеющий в плане зигзагообразную
форму; трубопровод, укладываемый прямолинейно и содержащий
компенсирующие вставки, так называемый трубопровод со «слабо
изогнутыми участками»;
подвесная схема – особенностью данной схемы и ее разновидностей
является подвеска трубопровода к специальным несущим каналам,
закрепляемым на высоких опорах;
арочная схема – трубопровод сооружается по схеме неразрезной раки;
схема самонесущего трубопровода – трубопровод подвешивается к
опорным устройствам, и материал труб воспринимает нагрузку от
собственной массы транспортируемого продукта;
трапецеидальная схема – трубопровод сооружается по форме трапеции,
что дает возможность компенсировать удлинения труб;
мостовая схема – трубопровод прокладывают по специальному мосту,
поэтому нагрузку от собственной массы продукта трубопровод не несет.
167
3. СЛОВАРЬ ПОНЯТИЙ
I категория дорог – интенсивность движения составляет 6000.
II категория дорог – интенсивность движения составляет от 3000 до 6000.
III категория дорог – интенсивность движения составляет от 1000 до 3000.
IV категория дорог – интенсивность составляет от 200 до 1000.
V категория дорог – интенсивность составляет 200.
Кожух – футляр, в котором находится трубопровод под искусственным
препятствием. Кожух предохраняет трубопровод от внешних воздействий.
Искусственные препятствия – железнодорожные и автомобильные дороги,
каналы.
5. МАТЕРИАЛЫ,
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ В ПРОЦЕССЕ ОБУЧЕНИЯ И КОНТРОЛЯ
4.1. Материалы к лекции
Возможен следующий план лекций:
1. Характеристика искусственных препятствий.
2. Конструкция переходов.
3. Сооружение переходов.
4. Надземные трубопроводы.
5. Область применения и конструктивные схемы надземных трубопроводов.
4.2. Задания для практических занятий:
1. Показать расчет таблицы стенки кожуха.
2. Показать расчет усилий и подбор оборудования для прокладки кожуха
под дорогой.
3. На основании полученных знаний рассчитать толщину стенки кожуха для
трубопровода (таблица данных).
СТРОИТЕЛЬСТВО ПЕРЕХОДА ПОД АВТОДОРОГОЙ
1. Расчет кожуха
Прокладка участков переходов трубопроводов через железные дороги
предусматривается в защитном футляре (кожухе), который является основной
168
деталью перехода и предназначен для предохранения прокладываемого через него
трубопровода от воздействия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих
токов. На футляр действуют внешние нагрузки  вертикальное и боковое давление
грунта qгр.в и qгр.б и давление от веса подвижного транспорта qп.
Рис.1 Схема к расчету футляра на прочность
Нагрузка от подвижного состава:
qn  nn.c  A  q,
где nп.с=1,2—коэффициент перегрузки,
Ширина пролета естественного свода обрушения:

 гр 

 ,
B  Dф 1  tg  45 0 
2 


где
Dф — наружный диаметр футляра;
 гр — угол внутреннего трения грунта,
Высота грунта в пределах естественного свода обрушения, действующая на
футляр:
hсв 
где
B
,
2  f кр
f кр  коэффициент крепости породы,
Расчетная вертикальная нагрузка
q гр.в  n гр   гр  hсв ,
где
nгр = 1,2 — коэффициент перегрузки;
 гр  объемный вес грунта в естественном состоянии,
Боковое давление:
Dф  2  0  гр 

  tg  45 
,
q гр.б  nгр   гр   hcв 
2 
2 


Поперечное усилие:
N  rф  q гр.в  q п ,
169
где
где
rф — радиус футляра,
Изгибающий момент:
M  cпл  rф2  qгр.в  qп  qгр.б ,
cпл — коэффициент учитывающий всестороннее сжатие футляра, спл=0,25,
Толщина стенки футляра:
2
 N 
N
6M
 
ф 
 
,
2  R2
R2
 2  R2 
где
R2 — расчетное сопротивление материала.
2. Выбор бурильной установки
Рытье скважины для прокладки трубопровода под дорогой производим
методом горизонтального бурения.
Мощность двигателя установки горизонтального бурения:
Nг  Nш  N L
N дв 
где
,

Nг  мощность на бурение грунта:
N г    Rc2  V  k ,
где
Rc  радиус скважины:
Rc 
Dф  2 к  52
2
,
V  механическая скорость бурения, V=5м/час= 1,389  10 3 м / c,
к  коэффициент удельного сопротивления резанию, к=9,8Н/м2,
Nш  мощность на работу шнеков транспортера:
N ш  0,12  n  M кр ,
n  частота вращения шнека, n=12 об/мин =
11  2  
рад / с ,
60
Мкр  крутящий момент, Мкр=13000Н/м
NL  мощность на продвижение кожуха в скважине:
N L  k f  q  Lc  V ,
kf  приведенный общий коэффициент сопротивления трению кожуха о
грунт, kf=2,5,
q=qk+qш+qгр,
qk 

4

q гр 
2
   Rk2   гр ,
3
Rk  внутренний радиус кожуха,
Rk 
Lc  длина скважины:
170

 Dk2  Dk2.в н   cт ,
Dk  2 k
,
2
Lc  Lk  6 м  54  6  48 м,
3. Расчет усилия продавливания кожуха
Усилие продавливания рассчитывается по формуле:
P   ест hср Dн Lгр  Pлоб
где:  ест – объемный вес грунта
hср – расстояние от поверхности грунта до центра трубы
Lгр – длина участка трубы, внедряемой в грунт
Pлоб – лобовое сопротивление режущей кромки трубы
Pлоб  (q т tg  Dн 0,1c) Lгр
где: qт – вес 1 метра кожуха
 – угол внутреннего трения грунта
D н – наружный диаметр кожуха
c – коэффициент сцепления грунта
ЛИТЕРАТУРА:
1. Подводная сварка и резка металлов / Под. ред. А.Е. Аскиса. - Киев: ИЭС им.
Е.О. Патона НАН Украины, 1980. - 96 с.
2. Тарабрин Г.Г, Хохлов Н.Ф., Угодчиков Н.А. Исследование
эксплуатационной надежности различных типов ремонтных конструкций,
изготовленных под водой // Трубопроводный транспорт нефти. -1994, №6.-С. 18-21.
3. Инженерные решения по технике безопасности в строительстве /
Золотницкий Н.Д. и др.- М.: Стройиздат, 1969. - 294 с.
4. Справочник специалиста аварийно-спасательной службы ВМФ / Под, ред.
Н.П. Чикера. - М.: Воениздат, 1963. - Ч. II.-675 с.
5. Файко Л.И. Ледяной покров и способы управления его режимом. Новосибирск: Наука, 1975. 138 с.
6. Гольдин Э.Р. Подводно-технические работы. Технология и средства
механизации. - М.: Транспорт, 1987. 20 с.
,
171
МОДУЛЬ-7 (тема):
«Очистка внутренней полости и испытание трубопроводов»
ВВЕДЕНИЕ
При строительстве трубопроводов внутри могут оставаться грунт, вода и различные предметы,
что в дальнейшем приводит к закупорке трубы. Поэтому этап очистки и испытание на
прочность трубопровода перед сдачей в эксплуатацию является очень важным.
Данная тема дает достаточное представление о методах и схемах очистки и
испытания, которые применяются при строительстве трубопроводов.
1. СХЕМА ИЗУЧЕНИЯ НОВОГО МАТЕРИАЛА
№
п/п
1.
2.
Тема занятий
Очистка внутренней
полости и испытание
трубопроводов на
прочность и
плотность
Очистка внутренней
полости и испытание
трубопроводов на
прочность и
плотность
Тип занятий
Вид занятий
Количество
часов
Изучение нового
материала
Лекция
1
Углубление и
контроль знаний
Лекция с
элементами
эвристической
беседы
1
2. ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ ПО МОДУЛЮ-7
«ОЧИСТКА ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ И
ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ»
При строительстве внутрь трубопровода попадают грунт, вода, различные предметы,
инструмент, на внутренней поверхности трубы имеется окалина, иногда ржавчина. Если не
удалить их, то при эксплуатации трубопровода может произойти закупорка трубопровода в
одном или даже в нескольких местах; неудаленные предметы, если даже и не закупорят трубы,
могут вывести из строя оборудование перекачивающих станций, качество перекачиваемого
продукта будет низким в результате его загрязнения. Поэтому перед сдачей в эксплуатацию,
обычно перед испытанием на прочность, трубопровод должен быть полностью очищен не
только от крупных посторонних предметов, но и от грязи и даже пыли. Только в этом случае
качество очистки можно считать хорошим, а внутреннюю полость подготовленной к перекачке
продукта.
СХЕМЫ ОЧИТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ ТРУБОПРОВОДА
173
Очистка проводится после выполнения всех сварочно-монтажных,
изоляционно-укладочных и земляных работ, т.е. линейная часть трубопровода
должна быть практически подготовлена к перекачке продукта: при подземной схеме
– трубопровод уложен в траншею и засыпан грунтом, при наземной – уложен и
обвалован грунтом, при надземной – уложен на опоры и закреплен. Основным
способом очитки внутренней полости является продувка по трубопроводу с
большой скоростью воздуха или газа с одновременным пропуском по нему
специальных очистных устройств, называемых поршнями.
Кроме продувки, применяют способ промывки внутренней полости водой с
пропуском поршня впереди движущейся воды. Однако следует отметить, что при
этом методе очистки требуется большое количество воды, которая загрязняется и
неочищенной сбрасывается в водоемы. Таким образом, при всех положительных
производственных и технологических сторонах метода нельзя не учитывать ущерб,
наносимый при его применении окружающей среды. Продувка газом также
приводит к загрязнению атмосферы, а кроме того, и к непроизводительным потерям
газа, что тоже необходимо учитывать. С этих точек зрения предпочтительной
является продувка газом.
ПРОДУВКА ВОЗДУХОМ ИЛИ ГАЗОМ
Очистка продувкой осуществляется до врезки линейной арматуры (кранов,
задвижек), а также других узлов, мешающих проходу очистного поршня. Крупные
переходы через водные преграды очищают и испытывают отдельно. Продувка
воздухом может выполняться независимо от того, закончено строительство других
участков или нет, т.е. любой готовый участок трубопровода может быть сразу же
очищен. Очистка газом требует больших объемов газа, поэтому она может
выполняться последовательно по мере ввода участков от начальной точки
газопровода по направлению к конечной. Можно использовать также и
параллельные газопроводы, если они находятся рядом с вновь строящимся
трубопроводом.
Для продувки трубопровода требуются большой расход и высокое давление воздуха, чтобы
давление на поршень обеспечивало его движение со скоростью до 60 км/ч. Ни одна из
имеющихся конструкций передвижных компрессоров не может обеспечить столь большой
расход воздуха при давлении до 0.6 Мпа. Поэтому все схемы продувки включают два участка
трубопровода – накопитель воздуха (иначе его называют ресивером) и продуваемый участок.
174
Рис. 1. Схема продувки
На рис. 1 изображена схема продуваемого участка трубопровода длиной L.
Участок L делится на два длиной l1 и l2. Один из них (участок l1) используется в
качестве баллона – накопителя (ресивера), другой (участок l2) – продувается. Через
патрубок l в накопитель нагнетается воздух под давлением: 1-1.2 МПа при
Dвн=2040 см, 1-0.8 при Dвн= 5080 см и 0.6-0.8 МПа при Dвн=100см. Соотношение
длин и испытуемого участка составляет обычно 1:1. После заполнения ресивера
открывают кран 2, и воздух поступает в продуваемый участок l2, где уже находится
поршень 3. Под давлением воздуха поршень начинает двигаться, очищая
трубопровод, и вылетает в специальный патрубок 4. Продувка продолжается до тех
пор, пока из патрубка не будет идти чистый воздух. Рассмотрим основные
зависимости, характеризующие процесс продувки. Сила от давления воздуха рв на
поршень в момент открытия крана 2 составляет Р=рвD2вн/4. Поскольку давление
воздуха за поршнем в начальный момент можно принять равным нулю, то,
например, давление воздуха при р=1 МПа и Dвн=100 см составляет около 7.85*105
Н, что позволяет не только проталкивать поршень, но и собирающиеся впереди
поршня грунт. Воду, различные предметы. По мере продвижения поршня по трубе
давление в ресивере снижается: оно снижается и в продуваемом участке. Так, если
l1=l2, то при достижении поршнем конца участка l2 давление в обоих участках
уравновесится и составит 0.5 рв. В первом приближении падение давления
придвижении поршня можно считать линейным, изменяющимся от рв до 0.5 рв в
зависимости от пройденного поршнем расстояния. По окончании продувки участка
l2 поршень помещают в конец участка l1, а участок l2 используют как ресивер.
Рис. 2. Узел подключения
175
Таким образом очищается весь участок L. В начале участка l1 приваривают
отвод для выпуска поршня. Узел подключения схематично представляет
конструкцию, изображенную на рис..2. Воздух подводится по патрубку 2 от
компрессоров через кран 1. Краны 3 могут обеспечить его закачку в любой из
участков l1 и l2 (см. рис. 1). Кран 4 открывают после заполнения ресивера и
установки поршня в другой участок. Поршень устанавливается до соединения стыка
5.
При продувке газом исключительное значение приобретают вопросы техники
безопасности. Ни в коем случае нельзя, как при продувке воздухом, подавая газ,
сразу начинать движение поршня. При этом образуется взрывоопасная
газовоздушная смесь, и от искр, которые возникают при движении поршня и
мусора, смесь может взорваться. Поэтому прежде чем начать продувку, необходимо
заполнить весь очищаемый участок газом, вытеснив воздух. При заполнении
недопустимо образование искр. Это достигается следующим образом.
Рис. 3. Схема продувки газом
Участок 1 (рис.3.), который уже очищен и заполнен газом с необходимым давлением,
подключают к очищаемому участку 6. Между обоими участками устанавливают кран 4. Кроме
того, оба участка соединяют обводной линией 2 из труб малого диаметра; на линии имеется
кран 3. Поршень 5 размещают, как показано на рисунке. Открывая кран 3, постепенно
заполняют трубопровод 6, вытесняя воздух. По пробе смеси на выходе из патрубка 7
определяют содержание кислорода в смеси. Продувку можно начинать только тогда, когда в
смеси будет менее 2% кислорода. После вытеснения воздуха продувка газом осуществляется
так же, как и воздухом. Открыв кран 4, дают доступ газа к торцу поршня, который приходит в
движение.
ПРОМЫВКА ВОДОЙ
Промывка внутренней полости труб водой является весьма перспективным
методом очистки. При этом решаются одновременно две задачи: трубопровод
очищается от посторонних предметов и грязи и заполняется водой для
гидравлического испытания. Сущность метода заключается в следующем.
176
Рис. 4. Схема промывки водой
В трубу 1 в начале испытуемого участка вводят мягкий поршень 3 из
пенополиуретана или иного материала (рис. 4). Затем через патрубок 2 в
трубопровод подают воду, и поршень приходит в движение, очищая полость трубы
и толкая собравшийся мусор перед собой. Поршень продвигается со скоростью 0.41.2 км/ч при давлении до 0.2 МПа. Длина участков, промываемых за один проход
очистного поршня, может достигать 50 км. Если перед поршнем собирается много
мусора, то поршень может остановиться. В этом случае давление увеличивается и
может достичь 1.5-2.5 МПа, после чего обычно движение поршня возобновляется.
В отличие от очистки продувкой с пропуском металлического поршня
промывка водой позволяет получить лучшее качество очистки.
ОЧИСТКА ПРОТАСКИВАНИЕМ ОЧИСТНОГО УСТРОЙСТВА
Этот способ можно применять при очистке подводных переходов, по которым
пропускать поршни не рекомендуется. Суть способа заключается в следующем.
Рис. 5. Схема очистки протаскиванием скребка.
Еще до укладки трубопровода по дну подводной траншеи внутрь его
протаскивают трос. Диаметр троса рассчитывается на наибольшее усилие
протаскивания внутри трубопровода очистного устройства (рис. 5). К концу троса 2
прикрепляют очистное устройство 1, которое протаскивают с помощью троса по
трубопроводу 3. В качестве тягового средства может быть использован трактор или
лебедки. Очистное устройство должно иметь достаточно прочную конструкцию,
рассчитанную на усилие Р, и в то же время плотно прилегать к внутренней
поверхности труб. Для более качественной очистки полости к жесткому очистному
177
устройству можно последовательно на некотором расстоянии от него (до 10 м)
подсоединить мягкий поршень из пенополиуретана.
ТЕХНОЛОГИЯ ИСПЫТАНИЯ НА ПРОЧНОСТЬ
ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЕ
При гидравлическом испытании обычно в качестве заполняющей жидкости
применяется вода, свободная от механических примесей (ил, песок и т.д.)
Протяженность испытываемых одновременно участков выбирается в соответствии с
рельефом местности с таким расчетом, чтобы все трубы были испытаны
необходимым давлением, а на участках, где имеются провалы рельефа, давление не
оказалось чрезмерно большим. Поэтому разбивка трубопровода на участки при
испытании должна выполняться по конкретному профилю.
Рис. 6 Схема подключения опрессовочных и наполнительных агрегатов
Рис. 7. Схема установки воздуховыпускных кранов.
Заполнение испытуемого участка водой. Трубопровод заполняется водой
наполнительными агрегатами через узлы подключения. Одновременно с
наполнительным (НА) подключается и опрессовочный (ОА) агрегат (рис. 6). Одно
из возможных схем подключения опрессовочных и наполнительных агрегатов
изображена на рис. 6. От одного узла осуществляется заполнение двух участков 1 и
7 трубопровода. Узел подключения позволяет с помощью задвижек 2, 3, 4, 5, 6
выполнять необходимые переключения сначала участка l1, затем l2 и для создания
испытательного давления. При заполнении испытуемых участков водой могут
образовываться воздушные пузыри на выпуклых участках рельефа (рис. 7). Для
выпуска собирающегося воздуха на выпуклых участках трассы устанавливают
воздуховыпускные краны 1, 2 и т.д. После заполнения трубопровода водой
испытание начинается не сразу, а через несколько часов. Это необходимо для того,
чтобы дать возможность мелким пузырькам воздуха собраться на выпуклых
участках. Открыв воздушные краны, выпускают воздух, при этом подкачивают в
178
трубопровод необходимое количество воды. Краны должны оставаться открытыми
до тех пор, пока из них не пойдет вода без воздуха. В начале и в конце испытуемого
участка, а также в некоторых промежуточных точках, в которых необходимо
контролировать
фактическое
испытательное
давление,
устанавливают
измерительную аппаратуру.
Испытание на прочность. Давление поднимается наполнительными
агрегатами до допускаемой его техническими возможностями величины. Затем
наполнительный агрегат отключают и одновременно включают опрессовочный
агрегат, который и поднимает давление до расчетной величины. После этого
опрессовочный агрегат отключают, закрывают задвижки, Начинается собственно
испытание (по требованию СНиПов это время должно быть не менее 6 ч). В конце
испытания давление в контролируемых точках должно оставаться неизменным.
Если это условие выполняется, то давление снижается до рабочего и проверяется
герметичность трубопровода. Иногда до подъема давления до расчетной величины
или в период выдержки испытательного давления случаются разрывы. При каждом
разрыве заменяют трубы разрушенного участка новыми, а испытание повторяют.
Давление при испытании контролируется пружинными манометрами, имеющими
класс точности 0.1-0.2.
Проверка на герметичность и освобождение трубопровода от воды. Эта
проверка заключается в измерении снижения рабочего давления в течение
определенного промежутка времени, а также времени, необходимого для
тщательного осмотра всей трассы с целью обнаружения возможных мест утечек.
Если даже визуально мест таких утечек не обнаружено, а давление по показаниям
манометров снижается, то необходимо выяснить причину снижения давления.
Видимыми признаками являются выход воды на поверхность грунта, образование
пробоин, выброс грунта из траншеи, появление пены на пересечениях обводненных
участков. При обнаружении утечек линейные задвижки или краны перекрывают с
обеих сторон от места повреждения, выпускают из отключенного участка воду и
заменяют дефектные трубы новыми. Все вопросы, связанные с остановкой
испытания, удалением дефектных мест и т.п., решает специальная комиссия по
проведению испытания. После окончания испытания и проверки герметичности
необходимо удалить воду из трубопровода. Вода обычно скапливается на вогнутых
участках трубопровода. Полностью вода может быть удалена только с применением
мягких поршней-разделителей. В трубопровод нагнетают воздух; в зоне контакта
воздуха с водой помещается поршень, который полностью выталкивает воду из
трубопровода.
ИСПЫТАНИЕ ВОЗДУХОМ ИЛИ ГАЗОМ
Рассмотрим технологию проведения испытаний на прочность и проверку на
герметичность. Давление поднимают постепенно, со скоростью не более 0.3 МПа в
час. После достижения давления, составляющего 0.3 от расчетного, подъем
давления прекращают и осматривают трассу. Если никаких признаков нарушения
179
герметичности труб и соединений не обнаружено, то давление поднимают до рисп и
проводят испытание на прочность.
Рис. 8. Схема обвязки линейных кранов при испытании
Особенностью пневматического испытания является то, что трубопровод 1
(рис. 8) заполняют воздухом при закрытом линейном кране 4, для чего
устанавливают обводную линию малого диаметра 2 с краном 3. Выдержка
испытательного давления проводится также при закрытом кране 4 в течение 6 ч.
Затем кран 3 перекрывают, открывают линейный кран 4 и выдерживают
трубопровод еще 6 ч. В течение этого времени допускается снижение давления на
1% от полной величины. Это условие требует новой расшифровки. Дело в том, что
температура газа в начале и конце испытаний, т.е. за минимум 12 ч, может
измениться, соответственно может изменяться и давление.
Учитывая известные зависимости между абсолютной температурой газа Т и
давлением при постоянном объеме, получим формулу для определения потери
давления: р=1-рконТнач/(рначТкон)Ю где рнач, ркон – давление в начале и конце
испытания; Тнач, Ткон – абсолютные температуры газа соответственно а начале и
конце испытания.
Чем больше диаметр труб и чем длиннее испытуемый участок, тем больше
количество газа может уйти из него в счет 1% допустимого снижения давления.
Следовательно, на трубах большого диаметра может быть оставлено большее число
дефектов, не замеченных при испытании.
Для того чтобы обнаружить места утечек, в газ или воздух добавляют сильно
пахнущее вещество – одорант, по запаху которого находят дефектные участки.
Однако это не должно заменять более жесткие требования, которые должны
предъявлять к трубопроводам больших диаметров. Для установления допускаемых
потерь в зависимости от диаметра труб и длины испытываемого участка должны
быть проведены испытания. Только результаты таких исследований могут быть
положены в основу нормальных допусков на величину р.
ОСОБЕННОСТИ ИСПЫТАНИЯ УЧАСТКОВ КАТЕГОРИЙ В И I
Участки трубопроводов категорий В и I должны подвергаться
предварительному гидравлическому испытанию давлением рисп=1.25 рраб, а
подводные переходы категории В-рисп=1.5 рраб. Эти участки испытываются до
засыпки труб, а подводные до укладки в подводную траншею. Испытания
180
проводятся только гидравлическим способом. Рассмотрим сначала особенности
испытания подводных трубопроводов. Испытание проводится на берегу, когда на
трубы еще не нанесено изоляционное покрытие. Длину испытываемого участка
принимают несколько большей, чем длина русловой части перехода.
Смонтированный в нитку трубопровод укладывают на лежках вдоль спусковой
дорожки с продольным уклоном в одну сторону с таким расчетом, чтобы при
заполнении труб водой не образовывались воздушные мешки. Заполнение водой
производится с нижнего конца, а воздух вытесняется через вантуз, установленный
на другом (верхнем) конце. Если укладку трубопровода ведут с последовательным
наращиванием секций (например, при большой длине наращиваемой части), то до
укладки под воду должна быть испытана каждая секция. Испытание часто проводят
так называемой «гребенкой». Все секции укладывают параллельно на расстоянии 35 м друг от друга и соединяют трубами диаметром 25-30 мм. Это позволяет
испытать сразу все секции. При опрессовке ведут тщательный контроль за
состоянием трубопровода как по манометрам, так и визуально. Осмотр поверхности
труб проводят при давлении, равном 1/3 испытательного. При осмотрах повышение
давления прекращается. После выдержки в течение 2 ч давление снижают до
рабочего и вновь проводят осмотр труб. Вторую опрессовку проводят после укладки
трубопровода в подводную траншею до его засыпки. 0При этом испытывают не
только русловый участок, но и пойменный в пределах границы паводковых вод
10%-ной обеспеченности (или в соответствии с требованиями проекта). При
испытании водой газопроводов должны быть приняты меры к ее полному удалению.
Испытание других участков I категории проводится с учетом конкретных условий.
Так, трубопроводы на территории насосных и компрессорных станций, имеющие
много углов поворота, можно испытывать, соединив фигурные участки в одну
нитку. Это позволяет за одну опрессовку испытать несколько участков труб
различной конфигурации.
3. СЛОВАРЬ ПОНЯТИЙ
Очистка магистрального трубопровода – удаление с внутренней полости
трубопровода ржавчины и инородных предметов.
Испытание магистрального трубопровода – проверка герметичности
трубопровода.
4. МАТЕРИАЛЫ,
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ В ПРОЦЕССЕ ОБУЧЕНИЯ И КОНТРОЛЯ
4.1. Материалы к лекции
Возможен следующий план лекций:
1.
Схема очистки внутренней полости трубопровода.
2.
Технология испытания на прочность.
181
4.2. Задания к эвристической беседе и контролю знаний
1.
В чем преимущества и недостатки очистки трубопроводов водой и воздухом?
2.
Каким образом производятся испытания на прочность жидкостью?
3.
Каким образом производятся испытания на прочность воздухом?
ЛИТЕРАТУРА:
1. 1. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Справочник мастера-строителя
магистральных трубопроводов, - М.: Недра, 1986.
2. Бородавкин П.П., Березин Л.В. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.:
Недра, 1987.
3. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. – М.:
Недра,1978.
4. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.: Недра,
1979.
5. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. – М.: Недра,
1980.
6. СНиП 2.05.06.85*. Магистральные трубопроводы. – М.: ЦИТП Госстроя СССР,
1985.
7. СНиП Ш-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки
работ. /Госстрой СССР. – М.: Стройиздат, 1981.
8. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз /Р.А.Алиев,
И.В.Березина, Л.Г.Телегин и др. – М.: Недра, 1987.
9. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов (под. ред.
А.К.Дерцакяна). – М.: Недра, 1977.
10. Климовский Е.М., Колотилов Б.В. Очистка полости и испытание магистральных
трубопроводов. – М.: Недра, 1987.
11. Кукин Б.С., Кованов О.Д. Совершенствование машин и способов очистки и
изоляции трубопроводов. – М.: Информнефтегазстрой. 1987.
182
МОДУЛЬ-8 (тема):
«Ремонт магистральных трубопроводов»
ВВЕДЕНИЕ
Рост добычи нефти, освоение новых месторождений нефти в Западной
Сибири, республике Коми, и других районах России, а также в Казахстане,
расширение действующих и сооружение новых нефтеперерабатывающих
предприятий предопределили ускоренный рост сети магистральных нефтепроводов.
Для обеспечения транспорта нефти в стране создана разветвленная сеть
магистральных нефтепроводов большой протяженности и мощности.
В настоящее время на территории России эксплуатируется 49,6 тыс.км
магистральных нефтепроводов, 13,2 млн.м3 резервуарных емкостей, 404
нефтеперекачивающие станции.
За 1971-1980 гг. сеть магистральных нефтепроводов росла наиболее быстрыми
темпами. За этот период введено в действие более 25 тыс.км нефтепроводов
преимущественно из труб большого диаметра.
По уровню надежности магистральные нефтепроводы можно разделить на три
группы:
I группа - нефтепроводы, построенные до 1970 г. (свыше 23 тыс.км). Эти
нефтепроводы вводились в эксплуатацию, в основном, без активной защиты от
коррозии. Пассивная защита (битумная изоляция) применялась низкого качества со
сроком службы от 8 до 12 лет. Фасонные детали нефтепроводов были только
сварные, полевого изготовления. Предпусковые испытательные давления
составляли, в основном, 1,1 от рабочего при продолжительности испытаний на
прочность 6 часов.
II группа - нефтепроводы, построенные в 1970-1975 гг. (23,6 тыс.км). В этот период
вводились в эксплуатацию нефтепроводы преимущественно большого диаметра. В
проектах предусматривались средства электрохимзащиты с энергоснабжением от
местных источников, которые в большинстве случаев вводились во вторую очередь.
Начали частично применяться фасонные изделия трубопроводов заводского
изготовления. Время предпусковых испытаний для нефтепроводов большого
диаметра (1020, 1220 мм) было увеличено до 24 ч.
III группа - нефтепроводы, построенные после 1975 г. (20 тыс.км),
характеризируются применением фасонных деталей только заводского
изготовления, предпусковые давления повышены до заводского испытательного
давления, вызывающего в металле труб напряжение, равное 0,9...0,95 нормативного
предела текучести в течение 24 ч, повысилась категорийность отдельных участков
нефтепроводов, предусматривается строительство вдольтрассовых ЛЭП.
Наличие нефтепроводов, различающихся по уровню принятых проектных
решений и уровню технологии строительства, установленному оборудованию,
качеству труб и изоляционного покрытия, потребовало от эксплуатационников
184
выработки дифференциального подхода к обеспечению их надежной и
безаварийной работы - по ведению целевого капитального ремонта в возрастающем
объеме. За период с 1973 по 1994 гг. отремонтировано 18,1 тыс.км нефтепроводов,
из них 12 тыс.км – на территории России.
4. СХЕМА ИЗУЧЕНИЯ УЧЕБНОГО МАТЕРИАЛА
№
Тема занятий
п/п
1.
Классификация и виды
ремонта трубопровода
Тип занятий
Вид занятий
Формирование
новых знаний
Лекция
Количество
часов
2 часа
2.
Современные способы
капитального ремонта
трубопроводов
Формирование
новых знаний
Лекция
2 часа
3.
Ремонт подводных
трубопроводов
Формирование
новых знаний
Лекция
2 часа
4.
Ремонт магистральных
трубопроводов
Углубление и
систематизация
знаний,
контроль
знаний
Лекция с
2 часа
элементами
эвристической
беседы
2. ОСНОВЫ НАУЧНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ЗНАНИЙ ПО МОДУЛЮ-8
«Ремонт магистральных трубопроводов»
КЛАССИФИКАЦИЯ И ВИДЫ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ
Для поддержания в исправном и рабочем состоянии, увеличения срока
службы и обеспечения работы при проектных пропускной способности и давлении
магистральные трубопроводы необходимо своевременно ремонтировать.
По объему и характеру работ ремонт трубопровода может быть подразделена
на осмотровый, текущий, средний и капитальный.
Часто текущий и средний ремонты объединяют в одно целое, так как их
характер и объемы работ одинаковы.
Осмотровый ремонт выполняют без остановки перекачки. К нему относятся
такие работы, как осмотр всей трассы трубопровода, устранение течи в сальниках
задвижек, подтеков во фланцевых соединениях, чистка колодцев от грязи,
устранение захлестов проводов связи и др.
Все работы выполняют обходчики и ремонтно-восстановительные бригады по
разработанному графику.
Текущий ремонт производят в основном без остановки перекачки. Сюда
относятся работы, связанные со сменой сальников задвижек, обваркой хомутов,
185
ремонтом колодцев, окраской линейных сооружений, подтяжкой ослабевших
болтовых креплений воздушных переходов, а также с подготовкой к зиме и
паводковому периоду. На висячих переходах регулируют натяжение основных и
ветровых канатов, защищающих устои мостов в русле реки от подмыва. При
появлении оползней в период эксплуатации трубопровод укрепляют оттяжками,
предварительно положив под него лежки и усилив сварные стыки.
Капитальный ремонт может выполняться как с остановкой, так и без
остановки перекачки. Сюда относятся ремонт и замена дефектных участков
трубопровода и запорной арматуры, очистка трубопровода от парафина и грязи,
ремонт колодцев, устройств по электрохимической защите и, берегоукрепительные
и подводные работы.
МЕТОДЫ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ
На практике капитальный ремонт выполняют следующими методами:
С подъемом трубопровода на бровку траншеи
С полной заменой труб на ремонтируемом участке
Без подъема трубопровода и без остановки перекачки, с подкопкой под трубу и
оставлением земляных перемычек (тумб)
С подъемом и укладкой трубопровода на лежки в траншее (высота подъема не
превышает 30-40 см).
В зависимости от степени поврежденности участка трубопровода и видов
дефектов можно выбрать следующие методы ремонта: замена участка, вырезка
дефекта (врезка катушки), локальное восстановление работоспособности дефектной
трубы, ремонт изоляции и др.
Капитальный ремонт трубопроводов до 300 мм ведется с подъемом и
укладкой его на бровку траншеи. В момент подъема и укладки трубопровода на
бровку траншеи перекачку продукта по нему останавливают. В дальнейшем при
очистке трубы от старой изоляции, заварке каверн и коррозионных мест, а также
при изоляции трубопровода перекачку не останавливают. Этот метод имеет много
недостатков, основными из которых являются опасность разрыва стыка или самого
трубопровода при подъеме, ограниченность применения механизмов для очистки и
изоляции трубопровода, возможность больших температурных и механических
повреждений.
Замена участка. При этом методе ремонта полностью восстанавливается
проектная работоспособность данного участка. Решение о замене участка
принимается на основе расчетов экономической целесообразности данного метода
по сравнению с другими, поскольку этот метод является самым дорогостоящим.
Замену участка можно проводить в случаях, если:
• трубопровод подвергся общей коррозии на значительную глубину на длине более
33 м (длина плети);
• поврежденный участок находится в труднодоступном месте для проведения
локального ремонта (подводные переходы, переходы через болота, железные
дороги, тоннели и другие препятствия);
186
• металл трубы не удовлетворяет требованиям СниП (изменение требований,
охрупчивание металла или значительное старение металла);
• дефекты расположены так плотно, что экономически выгоднее заменить весь
участок, чем заниматься ремонтом каждой части участка по отдельности.
Ремонт трубопровода без подъема его и остановки перекачки с подкопом под
трубопровод и оставлением земляных перемычек производят в том случае, когда
техническое состояние труб и сварных стыков не допускает подъема трубопровода.
Основной недостаток – отсутствие возможности механизировать земляные работы,
работы по очистке трубопровода, а также нарушение ложа трубопровода.
Ремонт трубопровода с подъемом и укладкой его на лежки в траншее позволяет
вести работы без остановки перекачки. Этот метод применим для трубопроводов
всех диаметров, если их состояние позволяет произвести подъем. При этом
трубопровод вскрывают до его нижней образующей. Поднятый и уложенный на
лежки участок очищают очистными машинами; в момент прохождения машины
через лежки трубопровод поднимают трубоукладчиком, затем снова опускают, пока
очистная машина не дойдет до следующей лежки. Аналогично применяют
изоляционную машину. В этом случае механические и термические напряжения
невелики, так как высота подъема 30-40 см, а температура в траншее значительно
выше, чем над землей. После вскрытия поднятый и очищенный трубопровод
укладывают в траншее на лежки, производят осмотр его состояния, заваривают
каверны и дефекты. Подготовленный таким образом к нанесению изоляционного
покрытия трубопровод поднимают трубоукладчиками, между которыми в траншее
работает изоляционная машина. Проверив качество покрытия, трубопровод
укладывают на старое ложе, поэтому не происходит осадки его в грунте после
засыпки. В результате напряжения снижаются примерно в три раза. Ремонт можно
выполнять без остановки перекачки.
Вырезка дефекта неизбежна, если:
• дефект не позволяет выполнять работы на нефтепроводе (пропускать
внутритрубные снаряды, перекачивать нефть, извлекать застрявшие внутри
трубопровода на сужениях посторонние предметы);
• дефект не удается ликвидировать без освобождения трубопровода от нефти
(появление сквозной трещины, разрыв сварного шва, недопустимое искажение
геометрии трубы).
Обычно метод вырезки применяют при подготовке трубопровода к пропуску
дефектоскопов типа «Ультраскан». Этим методом ликвидируют сужения выше 15%
(вмятины, гофры).
Локальное восстановление работоспособности дефектного участка после
пропуска внутритрубного дефектоскопа. Выбор способов ремонта при локальном
восстановлении зависит от видов и размеров дефектов, а также от необходимого
уровня работоспособности (давление, долговечность) после ремонта. Известны
следующие способы.
187
Шлифовка заключается в том, что путем плавного снятия металла
восстанавливается необходимая форма поверхности, снижается концентрация
напряжений. Применяется в тех случаях, когда требуется: исправить форму
сварного шва на трубе; снять лишнее усиление швов, образовавшееся в процессе
ремонта; снизить остроту царапин и коррозионных дефектов и тем самым снизить
концентрацию напряжений на дефектах. Остаточная толщина стенки после
шлифовки не должна превышать нормативные требования с учетом минусовых
допусков.
Заварка (наплавка) позволяет восстановить необходимую толщину стенки в
местах локального утонения с остаточной глубиной не менее 5 мм. После заварки
должны быть сняты усиления, чтобы не образовывались новые концентраторы
напряжений. Расстояние между завариваемыми одиночными дефектами должно
быть не менее 100 мм. При заварке необходимо исключить подрезы и трещины.
Заварку можно применять на дефектах, расположенных от сварных швов
трубы на расстоянии не менее 100 мм. Часто заварку применяют в комплексе со
шлифовкой.
Ремонт (восстановление) изоляции выполняется при всех ремонтных работах,
включая аварийно-восстановительные, замену участка, врезку катушки, ремонт на
отдельных дефектных участках. При этих работах восстановление изоляции
является одним из завершающих этапов работы.
СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ КАПИТАЛЬНОГО
РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показал прямую
зависимость их надежности от своевременного и эффективного проведения
ремонтных работ, в том числе капитального ремонта.
Эффективное проведение ремонтных работ становится особенно актуальным в
последнее время в условиях возросших требований к экологии, безопасности и
многократного возрастания прямых и косвенных затрат на ликвидацию аварий.
Известными способами и с использованием имеющихся технических средств
отремонтировано около 14 тыс. км нефтепроводов. Вместе с тем требуются новые
современные подходы к проблеме эффективности капитального ремонта
магистральных нефтепроводов.
Система магистральных нефтепроводов в основном сложилась в 60—80-е
годы и отвечала требованиям того времени. В настоящее время в связи со
снижением объемов добычи нефти ряд нефтепроводов недозагружен или
фактически простаивает, другие же работают с полной проектной
производительностью. При планировании капитального ремонта нефтепроводов
такое положение не может не учитываться.
188
Многочисленными обследованиями технического состояния нефтепроводов
установлено, что старение изоляционного покрытия, возникновение и накопление
дефектов в стенках труб по длине трубопроводов происходит неравномерно. Это
зависит от почвенно-климатических условий прокладки нефтепроводов, качества
выполнения строительно-монтажных работ, качества исходных материалов, условий
загруженности участка трубопровода и других факторов.
В течение многих лет при выполнении сплошного капитального ремонта,
наряду с ремонтом участков нефтепроводов, где это необходимо, часто проводили
ремонтные работы на участках, отвечающих нормативным требованиям
надежности.
Одним из наиболее важных факторов, влияющих на планирование ремонтных
работ, является проведение диагностических обследований нефтепроводов
внутритрубными диагностическими приборами, позволяющими определить
местонахождение многих дефектов.
Возрастающий
объем
ремонтных
работ
требует
создания
высокопроизводительных способов и средств ремонта, а также перехода к
качественно новой системе планирования и организации капитального ремонта
нефтепроводов.
Суть новой системы заключается в том, что сроки ввода в ремонт и объемы
работ определяются не заранее, как среднестатистические и нормативные величины,
а индивидуально для каждого участка трубопровода путем обработки данных о его
фактическом техническом состоянии, полученных в результате диагностических
обследований с помощью комплекса методов неразрушающего контроля и по
статистическим данным о надежности. Ремонт следует проводить только того
участка, где это объективно необходимо. Такой выборочный ремонт по
фактическому техническому состоянию позволит значительно повысить
эффективность ремонтных работ.
Таким образом, в настоящее время развитие капитального ремонта
магистральных нефтепроводов идет по двум основным направлениям:
-выборочный ремонт по фактическому техническому состоянию;
-использование высокопроизводительных способов капитального ремонта.
В ИПТЭР ведутся работы по данным направлениям: разработаны технологии
и комплекс специальных мобильных технических средств для выборочного
капитального ремонта, включающий устройства для подкопа грунта под
трубопроводом, очистки и изоляции трубы, усиления ослабленной различными
дефектами стенки трубы и уплотнения грунта под трубопроводом.
Основным преимуществом вновь созданных технических средств для
выборочного ремонта является их мобильность. Каждая из этих машин может быть
189
установлена на трубопроводе и снята с него не более чем за полчаса. Подготовка
указанных машин к работе выполняется в несколько раз быстрее по сравнению с
известными машинами для капитального ремонта, что особенно важно при
устранении
локальных
дефектов,
обнаруженных
внутритрубными
диагностическими приборами.
Разработанная технология выборочного ремонта в зависимости от вида,
размеров и взаимного расположения дефектов включает следующие работы:
зачистку поверхности трубы, шлифовку, заварку (наплавку) дефекта; монтаж муфт;
бандажирование дефектного участка высокопрочными композитными материалами;
замену дефектного участка труб.
Кроме того, технология предусматривает очистку труб от старой изоляции и
нанесение нового изоляционного материала.
На основе выполненных работ в ИПТЭР подготовлена Инструкция по
выборочному ремонту подземных магистральных нефтепроводов диаметрами
530...1220 мм, в которой представлены решения всего комплекса задач,
возникающих при планировании, организации и проведении выборочного
капитального ремонта: классификация дефектных участков нефтепроводов, выбор
способа ремонта и технологические схемы; организационно-техническая подготовка
выборочного ремонта; технологические параметры; земляные работы; подъем,
поддержка, укладка нефтепровода; очистка наружной поверхности нефтепровода;
сварочные работы; усиление дефектных участков бандажированием; замена
дефектных участков; противокоррозионная изоляция; техника безопасности;
требования пожарной безопасности. В приложении представлены формы
исполнительной документации, которые оформляются в стадии организации,
выполнения и сдачи работ. Кроме того, имеется перечень машин и механизмов для
выборочного ремонта.
Одним из направлений решений проблем обеспечения необходимого объема
капитального ремонта магистральных нефтепроводов является повышение
производительности ремонтных работ, что кроме совершенствования организации и
методов работ, требует создания комплекса современной высокопроизводительной
надежной ремонтной техники. В настоящее время наиболее сдерживающим
фактором повышения производительности ремонта является несовершенство
средств выполнения земляных работ. Используемые одноковшовые экскаваторы и
бульдозеры не могут обеспечить необходимую производительность. Кроме того, эти
механизмы не отвечают требованиям безопасности выполнения работ и сохранности
ремонтируемого трубопровода.
В настоящее время ОКБ «Стройдормаш» и НИТЦ «Ротор» (г. Киев) создали
первые опытные образцы машин непрерывного действия для послойной разработки
190
грунта (МПРГ-1), вскрытия трубопровода (МВТ), подкопа грунта под
трубопроводом (МПР). Машины МПРГ-1 и МВТ имеют автоматическую систему
ориентации рабочих органов относительно трубопровода, которая позволяет
исключить какое-либо соприкосновение рабочих органов с поверхностью
ремонтируемого нефтепровода и тем самым обеспечивает безопасность и
сохранность ремонтируемого нефтепровода. На испытательном полигоне в районе г.
Киева опытные образцы указанных машин прошли приемочные испытания. В
зависимости от грунтовых условий производительность машин составляет 50.. .100
м/ч. По результатам испытаний машины рекомендованы к опытно-промышленному
внедрению.
В ИПТЭР на основе использования новых машин разработана Инструкция по
капитальному
ремонту
повышенной
производительности
магистральных
нефтепроводов диаметрами 530...1220 мм. С целью обеспечения безопасности и
высокой производительности ремонтные работы по данной инструкции
предполагается вести на участках, где предварительно проведена комплексная
диагностика, дана оценка технического состояния трубопровода и выполнен
выборочный ремонт. В инструкции также представлены все виды операций,
которые выполняются при капитальном ремонте. Особое внимание уделено составу
и оснащению ремонтных колонн в зависимости от диаметра ремонтируемого
нефтепровода. В приложении к Инструкции даны формы всей необходимой
исполнительной документации. Детально рассмотрены вопросы очистки
трубопровода от старой изоляции, выбора типов грунтовочных и изоляционных
материалов (отечественных и импортных) в зависимости от диаметров
нефтепроводов и условий прокладки. Широко представлены материалы по
контролю качества выполненных работ и ремонта в целом.
Внедрение в практику ремонтных работ техники и технологии выборочного
ремонта, высокопроизводительных землеройных механизмов даст значительный
экономический эффект.
Дальнейшее развитие капитального ремонта связано с проблемами экономики.
Планирование, организация и непосредственное выполнение ремонтных работ
должны быть направлены на получение максимального эффекта и исключение
ненужных затрат. Эффективное планирование и организация капитального ремонта
возможны только при наличии достоверной информации о техническом состоянии
нефтепровода.
Внедрение внутритрубной диагностики позволило намного расширить
информацию о техническом состоянии нефтепроводов. Однако фактическое
состояние изоляционных покрытий и металла труб (физико-механические свойства)
остаются не выясненными. Требует уточнения техническое состояние оборудования
191
линейной части, НПС и других объектов магистральных нефтепроводов. При
недостаточной информации затруднены определение будущих затрат на покупку и
создание новых машин и механизмов, оборудования, труб, изоляционных
материалов и др. Информация о техническом состоянии нефтепроводов позволит
выбрать т.е. магистральные нефтепроводы или их участки, которые требуют
первоочередного ремонта.
При выборе способов капитального ремонта весьма важны конструктивные
особенности магистрального нефтепровода, его загруженность. Следует
рассматривать (особенно на многониточных магистральных нефтепроводах) такие
варианты восстановления, как вывод из эксплуатации всего нефтепровода - от
начального (головной насосной станции) до конечного пункта, освобождение его от
нефти, комплексное диагностирование и полный восстановительный ремонт.
Традиционные методы очистки с помощью резцов и щеток не удовлетворяют
постоянно растущие требования к качеству очистки поверхности трубопроводов.
Поэтому были проведены исследовательские работы, выработаны рекомендации и
предложения по наиболее эффективным и экономичным методам очистки. На наш
взгляд, наиболее эффективен на сегодняшний день дробометный метод очистки,
который отличается от дробеструйного меньшими затратами электроэнергии, при
полной очистке поверхности трубы на стыках, вмятинах и раковинах. Интерес
представляют также водоструйные, электрохимические, гальванические и другие
методы очистки. Дальнейшее развитие технических средств по очистке
трубопроводов возможно при комплексном проведении НИР и ОКР в этом
направлении.
Необходимость дальнейшего прогресса требует усовершенствования
организации, планирования и проведения капитального ремонта на основе
комплексной оценки технического состояния магистральных нефтепроводов с
учетом их загруженности и конструктивных особенностей, создания нового
поколения высокопроизводительных и надежных очистных и изоляционных машин
и других технических средств и приспособлений для капитального ремонта.
Британская корпорация British Gas широко применяет разработанный ею
метод ремонта трубопроводов, основанный на использовании муфт специальной
конструкции. Кольцевое пространство между муфтой и наружной поверхностью
трубопровода заполняется эпоксидной смолой. Муфты устанавливаются без потерь
перекачиваемого продукта и без остановки перекачки. Муфты могут использоваться
для ремонта нефте-, продукто- и газопроводов.
Метод применяется корпорацией более 10 лет. С 1992 г. корпорация
использует описываемый метод в Омане для ремонта и восстановления
трубопроводов различных категорий разного диаметра общей протяженностью
более 1260 км, в том числе нефтепроводов диаметром от 254 до 1066 мм
192
Накопленный опыт проведения таких ремонтных работ показал, что
целесообразно применять другой метод, при котором не происходит проникновение
в полость трубопровода (в процессе сварочных работ), менее дорогостоящий,
практичный и эффективный.
После картирования коррозионных повреждений бригады фирмы Wilbros
Omani прихватили сваркой ремонтные муфты. После заливки эпоксидной смолы в
кольцевое пространство вновь подключили систему катодной защиты и покрыли
муфту защитным покрытием.
В большинстве точек трассы дефекты сгруппированы так, что для охвата
группы дефектов достаточно было одной муфты длиной 2 м. Иногда необходимо
сгруппировать такие длинные муфты по две, три или четыре. В одном из случаев
были объединены 10 муфт, образовав единое дополнительное покрытие
трубопровода длиной 20 м.
После ремонта стык между старым и новым защитным покрытием покрывали
термоусадочным материалом. Обратная засыпка вскрытых участков траншеи
производилась отсортированным на ситах материалом.
Существуют
технологии,
предусматривающие
прокладку
через
ремонтируемый трубопровод новой гибкой трубы. Методы разрабатывались целым
рядом фирм (Uponor, British Gas, Stewart’s and Lloyd’s plastic и др.). Каждый из них
имеет свои достоинства и недостатки, определяющие конкретную область
применения технологии. Чаще всего через восстанавливаемый трубопровод
протягивается с помощью лебедки полиэтиленовая труба, сжатая таким образом,
чтобы максимально уменьшить ее поперечное сечение. Затем в нее подается под
давлением нагретый воздух, паровоздушная смесь или горячая вода – труба
расширяется и плотно прилегает к стенкам старого трубопровода. При этом
полиэтиленовая труба выбирается так, чтобы ее исходный (до сдавливания)
наружный диаметр был больше внутреннего диаметра ремонтируемой трубы;
толщина стенки полимерного «вкладыша» зависит от степени износа
восстанавливаемого участка (чем прочнее трубопровод, тем тоньше может быть
внутренняя облицовка). Как правило, уменьшение диаметра ремонтируемого таким
способом трубопровода не увеличивает его гидравлическое сопротивление из-за
значительно меньшей шероховатости внутренней поверхности, получаемой после
ремонта.
В других случаях вместо полимерной трубы используют специальный рукав.
В частности, по разработанному в Великобритании методу Insuituform внутрь
восстанавливаемой трубы проталкивается под давлением воды рукав из нетканого
синтетического полотна, пропитанного полимерной композицией холодного или
горячего отвердевания. Рукавные способы допускают прохождение трубопроводов
сложной конфигурации, с поворотами углом менее 90˚. При этом, если технология
не предусматривает использование пропиточной композиции, позволяющей после
193
отвердевания получить из рукава жесткую самонесущую конструкцию, необходима
очень тщательная очистка внутренней поверхности восстанавливаемого
трубопровода для качественной приклейки рукава.
Исследования, проводимые в рамках НИОКРАК «Транснефть», позволили
НИИ ПКВТ совместно с ОАО «Приволжскнефтепровод» разработать пожаро- и
взрывобезопасный метод взрывной резки.
В последнее время при сооружении, эксплуатации и ремонте магистральных
нефтепроводов все большее применение находит энергия взрыва, разработаны
взрывные технологии:
 резки для удаления поврежденных участков, демонтажа нефтепроводов и
резервуаров, а также технологического оборудования, выводимых из
эксплуатации;
 врезки в действующие нефтепроводы, а также вырезки окон в стенках
резервуаров для тушения пожаров;
 резки в подводных условиях;
 сварки трубопроводов и их элементов;
 снятия остаточных напряжений после сварки трубопроводов и их элементов;
 калибровки концов труб перед сваркой.
Значительную часть работ НИИ ПКВТ составляет разработка технологий,
основанных на применении взрывной резки с использованием удлиненных
кумулятивных зарядов (УКЗ). По сравнению с традиционными способами резки
металлоконструкций технология взрывной резки обладает следующими
преимуществами:
 высокая производительность и оперативность;
 простота и удобство применения;
 малые массогабаритные характеристики взрывных устройств, применяемых в
данной технологии, что позволяет вести мобильные аварийно-ремонтные работы;
 разделение металлоконструкции без значительных разрушений;
 возможность применения для демонтажа конструкций, выполненных из любых
материалов (сталь, цветные металлы, различного рода сплавы, броня, дерево,
бетон и т.п.), в любом их сочетании;
 высокая степень пожаробезопасности, так как тепловое воздействие происходит
в течение короткого промежутка времени и резка конструкции — лишь с
небольшим прогревом обрабатываемой поверхности;
 дистанционная резка конструкций.
На объектах магистральных нефтепроводов все более широкое применение
находят взрывные труборезы, изготовляемые на базе зарядов УКЗ-П, с медной,
латунной и алюминиевой оболочкой, с помощью которых можно вести резку труб
диаметром до 1400 мм и толщиной стенки до 50 мм. В отличие от известной схемы
установки взрывного трубореза типа ТрККН из двух полуколец встык на
постоянном так называемом фокусном расстоянии от перерезаемой трубы
производимые в НИИ ПКВТ взрывные труборезы на базе зарядов УКЗ-П
монтируются на перерезаемой трубе с перекрытием и на переменном фокусном
194
расстоянии. Это стало возможным благодаря высокой гибкости и эффективности
зарядов УКЗ-П.
Допускается использование УКЗ-П под водой при помещении его в тонкостенную герметичную
оболочку.
Одним из направлений повышения надежности эксплуатации нефтепроводов
является улучшение качества применяемых материалов и технологии их нанесения
при капитальном ремонте. Опыт эксплуатации нефтепроводов с различными видами
изоляционных покрытий показал, что конструкция битумного изоляционного
покрытия обеспечивает надежную защиту трубопровода от коррозии.
При капитальном ремонте нефтепроводов в ОАО «Магистральные
нефтепроводы «Дружба» в конструкции изоляционного покрытия «Пластобит»
применены мастика «Изобит» взамен мастики МРБ и пленка «ПВХ-Пластобит»,
высокое качество нанесения которых обеспечивают усовершенствованная очистная
и новая изоляционная машины.
Опыт эксплуатации очистных и изоляционных машин, разработанных в
ИПТЭР, СКБ «Газстроймашина» и на других отечественных предприятиях, показал
следующие конструктивные недостатки этих машин:
•большие габариты и масса;
• сложность монтажа-демонтажа;
• отсутствие возможности праймирования;
• забивание корпуса ротора продуктами очистки;
•быстрое изнашивание муфты сцепления электропривода из-за многократного
включения и выключения машины;
• наличие карданных передач;
• отсутствие дополнительно устанавливаемого защитного устройства, способного
отключать электропитание вследствие снижения сопротивления изоляции, обрыва
корпусного провода или случайной неисправности электросети;
• неравномерность нанесения мастичных покрытий.
Для обеспечения качественного нанесения изоляционного покрытия типа
«Пластобит» ОАО
«Магистральные
нефтепроводы
«Дружба»
совместно
с
предприятием
«Приднепровские нефтепроводы» (Украина) и проектным бюро «Энергия»
разработаны очистная и изоляционная машины для трубопроводов диаметрами
720...820 мм.
Шнековый насос изоляционной машины ИМ 820 имеет отдельный
электропривод и реверс, предусмотрены цепная передача от коробки скоростей к
ходовым колесам и между колесами и электротормоз (более надежный и
долговечный по сравнению с муфтой сцепления на других машинах).
195
Использование машин ОМ 820, ИМ 820 при капитальном ремонте с заменой
изоляции позволяет за счет снижения их массы уменьшить практически вдвое
нагрузку на трубопровод.
В 1996 г. первым комплектом машин заизолирован участок магистрального
нефтепровода протяженностью 13 км, в 1997 г. с применением трех комплектов
машин нанесено изоляции типа «Пластобит» на 56 км следующих магистральных
нефтепроводов:
• при реконструкции нефтепровода «Дружба-1» на участке Клин — Кузнецк — 50
км;
• при капитальном ремонте нефтепровода Мичуринск — Кременчуг — 6 км.
В 1997 г. изоляционные машины были усовершенствованы по следующим
направлениям:
• проведена перекомпоновка червячного редуктора, что улучшило обслуживание
формирующего желоба;
• в поливной системе изоляционной машины установлены краны специальной
конструкции.
В целях повышения технологичности и эксплуатационных характеристик
изоляционного покрытия типа «Пластобит» в ИПТЭР были разработаны и на базе
ОАО «МН «Дружба» испытаны новые материалы, входящие в состав покрытия.
В конструкции изоляционного покрытия «Пластобит» применена битумнополимерная мастика «Изобит» (ТУ 39-00147105-026-94) взамен мастики МБР-90 и
пленка «ПВХ-Пластобит» (ТУ 2245-044-0147105-96).
Мастика «Изобит» обладает морозостойкостью (до -17 °С), низкой
водонасыщаемостью, высоким значением проникновения иглы.
Изменение состава изоляционных материалов в конструкции покрытия
«Пластобит» позволило:
• упростить процесс приготовления мастики в установках битумоплавильных котлов
УБК 81 А, т.е. отказаться от подготовительных работ — перемешивания мастики
МБР в котле-смесителе, а использовать оба котла с последующей выдачей в
битумовозы;
• усовершенствовать технологический цикл приготовления мастики, так как мастика
«Изобит» поставляется не в бумажной, а в полиэтиленовой упаковке (полиэтилен
является одновременно пластификатором), что позволяет избежать коксования и
соответственно затрат на ежедневную очистку котлов от бумаги;
• производить изоляционные работы всесезонно (до-20°С);
• увеличить срок службы изоляционного покрытия.
Для срочного отсечения аварийных участков трубопроводов, в том числе
морских, компания Shell Ехрrо, функционирующая в Северном море, разработала
специальные надувные разделители, принципиально отличающиеся по конструкции
196
и способу приведения в рабочее состояние от надувных отсекающих пробокразделителей прежних конструкций. Пробки-разделители новой конструкции
надуваются в заданной точке трубопровода по команде, передаваемой
дистанционно. Проталкиваемые по трубопроводу сферические пробки-разделители,
надутые заранее, характеризуются высокой степенью износа сферических
поверхностей, прежде чем они дойдут до требуемого положения. В результате
износа герметичность перекрытия трубопровода уменьшается.
Для передачи команд на надувание пробок-разделителей новой конструкции
несколько фирм уже спроектировали устройства, функционирующие с той или иной
степенью успешности. Недостатком всех этих устройств было применение датчика,
контактирующего с внутренней стенкой трубы. При диаметре сферической пробкиразделителя 762 мм такие датчики не всегда работают эффективно вследствие
большой толщины стенки таких разделителей. Кроме того, при перемещении
сферического разделителя по трубопроводу он перекатывается и поворачивается, в
результате ориентация датчика постоянно изменяется.
Спроектированные же фирмой Асип1е сферические разделители имеют
наружный слой из мягкого полиуретана, они могут раздуваться газом до диаметра,
составляющего 110 % внутреннего диаметра трубопровода. В результате они
отличаются повышенной степенью герметизации полости трубопровода при
перепаде давления, превышающем 0,3 МПа. Однако до заданной точки такой
разделитель прокачивается при диаметре, равном внутреннему диаметру
трубопровода. Лишь в требуемой точке подается команда на раздувание пробкиразделителя до диаметра, превышающего на 10 % внутренний диаметр
трубопровода, чем обеспечивается прочное заклинивание пробки-разделителя. В то
же время предотвращается избыточный износ пробки-разделителя при прокачке ее
по трубопроводу до заданной точки.
С противоположных сторон обычного разделителя предусмотрены впускные
клапаны для газа, сброс давления производится в результате удаления этого
клапана. В разделителях новой конструкции имеется пять "окон": для выпуска газа
(азота), впуска его, для заряда аккумуляторной батареи, для включения-отключения
электронной схемы и для регулировки различных механических элементов.
Трудность заключалась также в том, что электронные компоненты и
аккумуляторный блок не могли выдерживать температуры выше 50 °С; между тем
при соединении двух полусфер вследствие экзотермической реакции развиваются
температуры более 100 °С. Проблема была решена путем постепенного
наращивания соединительных слоев полиуретана и удлинения процесса во времени.
Испытания. После изготовления двух сферических пробок диаметром 508 мм
на испытательной петле провели их испытания. Так как такие пробки с
дистанционным поддувом предполагалось использовать и в морских трубопроводах,
испытания системы связи проводили и под водой. В результате испытаний
установили достаточную надежность как электронных, так и механических
компонентов системы.
В 1988г. по плануНИОКРАК «Транснефть» НВП «Грот» (г. Владимир)
разработало
мобильный
комплекс
гидрорезного
оборудования
во
197
взрывозащищенном исполнении, с помощью которого можно будет оперативно
производить ремонтно-восстановительные работы на магистральных нефтепроводах
и в резервуарных парках.
Вырезка катушки диаметром 1220 мм при толщине стенки 16 мм займет не
более 30 мин, при этом кромка реза на трубопроводе будет готова под
последующую сварку после обработки поверхности шлифовальной машиной. По
сравнению с труборезами немецкой фирмы «Фаин», используемыми ранее для
вырезки катушек, скорость резания гидрорезной установкой в пять раз выше. Кроме
того, установка позволяет вырезать отверстия как круглой формы диаметром от 75
до 350 мм в трубопроводах диаметрами от 600 до 1220 мм, так и отверстия
различных форм и размеров на днище, стенке и кровле резервуаров, трубопроводах.
Скорость резания прямолинейных швов в зависимости от толщины разрезаемого
металла от 60 до 250 мм/мин (толщина металла от 20 до 5 мм соответственно).
Комплекс гидроабразивной резки состоит из: гидроустановки сверхвысокого
давления, блока подачи абразива, привода линейного перемещения, устройства
криволинейного перемещения, устройства для кольцевой резки труб,
гидроабразивной головки, комплекта трубопроводов сверхвысокого давления.
Основными элементами комплекса являются гидроустановка сверхвысокого
давления, система подачи абразива и абразивно-жидкостная головка,
вспомогательные элементы — уловитель для отвода воды и абразива, а также
трубопроводы, шланги, сочленения и вентили.
Для резания абразивно-жидкостной струёй необходим строгий контроль
подачи абразива. В комплексе гидрорезного оборудования применяется система,
обеспечивающая постоянство и точность регулирования подачи абразива. Сухой
абразив поступает в коллектор сразу после образования водной струи, его подача
регулируется изменением диаметра отверстия. Водная струя и абразивножидкостное сопло действуют как эжекторный насос для обеспечения ускорения
подачи абразива.
Режущим инструментом является небольшая абразивно-жидкостная головка.
Вода подается под давлением и выбрасывается через жидкостное рубиновое
(корундовое, сапфировое) сопло, образуя плотную высокоскоростную струю.
Жидкостная струя и поток абразивных частиц вводятся в абразивное сопло через
разные отверстия. Здесь часть энергии струи передается абразивным частицам,
скорость которых резко возрастает.
В результате передачи энергии воды абразиву сфокусированный
высокоскоростной поток абразивных частиц выходит из абразивного сопла и
осуществляет резание (проникновение в материал на заданную глубину), что
является результатом эрозии, срезания, разрушения под действием быстрой смены
198
точек приложения нагрузки или микроэффектов, связанных со специфическими
свойствами разрезаемого материала. Скорость резания можно изменять путем
изменения скорости струи (давления), расстояния от насадки до разрезаемого
материала, свойств абразива, направления взаимодействия струи с материалом.
Для обеспечения резки материалов в условиях ограниченной свободы
перемещения в состав комплекса дополнительно включается гидроружье,
работающее в ручном режиме.
Для вырезки прямоугольных отверстий в комплекс включено устройство
прямолинейного перемещения с ручным приводом, которое фиксируется на
разрезаемой плоскости магнитами. Длина хода за одну установку составляет 1500
мм.
Для вырезки круглых и криволинейных замкнутых отверстий используется
приспособление «Овал». Обеспечивается вырезка отверстий круглой и овальной
форм (от 150х250 до 250х350 мм) с фаской под сварку под углом 30 градусов.
Способ крепления приспособления — магнитный. Скорость реза от 40 до 200
мм/мин в зависимости от толщины разрезаемого металла. Режим работы —
полуавтоматический или ручной.
Вырезка катушек или резка труб осуществляется с использованием
приспособления «Трек», снабженного двумя головками, с ручным приводом.
Приспособление устанавливают на трубопроводе с помощью мерных отрезков
цепей, при полном наборе которых обеспечивается резка всех типоразмеров труб
диаметрами от 325 до 1220 мм. Максимальная скорость перемещения головок до
800 мм/мин. Толщина стенки разрезаемой трубы до 40 мм. Приспособление
допускает несовпадение начала и конца реза не более 1 мм и дает возможность
получения фаски под сварку с углом до 50 град.
Композитно-муфтовая технология - надежный, проверенный при испытаниях
и на практике метод выборочного ремонта труб с различными дефектами на
действующих нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть», позволяющий восстановить
их работоспособность без остановки перекачки на срок эксплуатации не менее 30
лет.
Как показала практика, наиболее эффективный способ решения поставленной
задачи – выявление дефектов в трубах с помощью внутритрубной диагностики и
проведение ремонтов по ее результатам, т.е. выборочный ремонт по фактическому
состоянию.
С 1998 г. в ОАО «АК «Транснефть» ремонт нефтепроводов проводится в
соответствии с РД 153-39-030-98 [1], по которому основным методом выборочного
ремонта труб с опасными дефектами является ремонт с применением композитномуфтовой
технологии
(КМТ),
отвечающей
современным
требованиям
эксплуатационной надежности и экологической безопасности. При проведении
ремонта по КМТ сварочные работы на теле нефтепровода не производятся.
199
По этому методу на участок трубопровода с дефектом устанавливают
композитно-муфтовую ремонтную конструкцию (КМРК), обеспечивающую
восстановление прочности и долговечности отремонтированного участка до уровня
бездефектной трубы на период не менее 30 лет при воздействии статических и
циклических нагрузок от перекачиваемого продукта и внешней среды.
Ремонтные работы выполняются при температуре окружающего воздуха от 20 до + 40 °С, при этом операция заполнения муфты композитным составом
осуществляется при температуре 3...25 °С. Для обеспечения требуемого диапазона
температур над местом ремонта при необходимости (например, зимой)
устанавливается обогреваемое защитное укрытие палаточного типа.
Ремонтная конструкция КМРК состоит из стальной муфты со сварным
(фланцевым) соединением полумуфт, устанавливаемой на трубе симметрично по
отношению к дефекту с кольцевым зазором от 6 до 40 мм. Концы кольцевого зазора
заделываются герметиком, затвердевающим в течение одного часа. Образовавшийся
зазор между трубой и муфтой заполняется композитным составом, затвердевающим
до требуемой прочности в течение 24 ч при температуре не ниже 3 °С.
На время проведения ремонтных работ по КМТ давление в трубопроводе в
зоне дефекта необходимо снизить из соображений безопасности, а также для
обеспечения максимальной разгружающей способности муфты после отверждения
композитного состава. Методика расчета величины снижения давления приведена в
техническом документе ТД 33.561-98 [3], утвержденном ОАО «АК «Транснефть» и
согласованном с Госгортехнадзором России.
Длина ремонтной муфты выбирается из типового ряда (1000, 1500, 2000, 2500,
3000, 3500 мм) в зависимости от типа дефекта и его длины в продольном
направлении. Если длина требуемой для ремонта муфты превышает 3500 мм, то
применяют сварную муфту, состоящую из нескольких муфт, расположенных встык
друг с другом и соединенных между собой кольцевыми сварными швами.
Максимальная длина составной муфты 10,5 м для трубопровода диаметром 1220 мм.
Ремонтная муфта с фланцевым соединением отличается от муфты со сварными
швами только тем, что полумуфты на трубопроводе соединяются с помощью
шпилек, стягивающих фланцы. Такие муфты более дорогие и используются там, где
применение сварки запрещено или невозможно по техническим причинам (ремонт в
зонах повышенной опасности, подводных переходов и др.). В составных муфтах
муфты фланцевой конструкции не применяются.
Технология обеспечивает возможность устранения дефектов в сочетании со
следующими конструктивно-технологическими особенностями трубопровода: на
изгибах трубопровода (с минимальным радиусом изгиба 1,5Dн), при несоосности
двух смежных сваренных труб с величиной несоосности до толщины стенки труб,
при овальности трубопровода в соответствии с таблицей.
Допустимая величина овальности трубопровода при ремонте no KMT
Наружный
325
377
426
530
720
820
1020
диаметр
трубопровода Dн,
мм
200
1220
Овальность,
не 20,9
более
100(D1D2/Dн,%)
18
15,9
12,8
9,4
8,3
6,7
5,6
Примечание. D1(D2) - наибольшее (наименьшее) значение наружного диаметра
трубопровода во взаимно перпендикулярных направлениях, мм.
Ограничения на геометрические параметры устраняемых дефектов
нефтепроводов регламентируются РД 153-39-030-98.
При установке КМРК необходимо выполнить следующие технологические
операции:
 определить место расположения дефекта на основе диагностической
информации по данным внутритрубных инспекционных снарядов;
 провести земляные работы при подготовке дефектного участка трубопровода
к ремонту;
 уточнить место расположения дефекта на трубопроводе с учетом информации
о поперечных и продольных сварных швах;
 очистить дефектосодержащий участок трубопровода от изоляционного
покрытия;
 выявить дополнительные дефекты в зоне ремонта и уточнить их
геометрические параметры;
 рассчитать геометрические параметры ремонтной муфты;
 провести дробеструйную обработку поверхности трубопровода в зоне ремонта
и внутренних поверхностей ремонтных полумуфт до требуемого качества;
 смонтировать ремонтную конструкцию на трубопроводе (установка
полумуфт, их соединение, подсоединение катодной защиты);
 провести контроль качества сварных швов на муфте;
 отрегулировать кольцевой зазор между трубой и муфтой;
 рассчитать необходимое количество герметика и композитного состава;
 приготовить герметик;
 загерметизировать края кольцевого зазора;
 приготовить композитный состав;
 заполнить композитным составом кольцевой зазор;
 подготовить ремонтную конструкцию к заключительному (приемочному)
контролю;
 провести заключительный контроль качества ремонтной конструкции;
 подключить катодную защиту к муфте;
 нанести изоляционное покрытие на отремонтированный участок
трубопровода.
Длина муфты LM определяется типом и степенью опасности дефекта, его
размерами в осевом направлении Lдеф, значением наружного диаметра трубопровода
DH и должна быть:
 не менее LM  Lдеф + 3,3DH -для дефектов кольцевого сварного шва и
дефектов, ориентированных в окружном направлении, продольных трещин и
201
внутренней коррозии, а также дефектов, расположенных вблизи изгибов
нефтепровода;
 не менее LM  Lдеф + DH - для всех остальных дефектов.
Дефект относится к ориентированным в окружном направлении, если его
длина в окружном направлении в два раза или более превышает длину в осевом
направлении.
Оптимальное расстояние между отдельно установленными муфтами
определяется удобством заделки торцов этих муфт герметиком и составляет по
технологии не менее 150 мм.
Номинальный внутренний диаметр полумуфты определяется исходя из
диаметра трубопровода по формуле DBH = 2(DH/2 + ΔR), где ΔR - номинальный
радиальный зазор между трубой и муфтой.
Величина зазора, согласно требованиям КМТ, должна быть в пределах от 6 до
40 мм в зависимости от диаметра трубы и типа ремонтируемого повреждения. При
этом номинальный радиальный зазор должен составлять 15...21 мм (для диаметров
530...1220 мм). Большой допуск на радиальные зазоры между трубой и муфтой
позволяет устранять различные типы дефектов геометрии трубопровода при
значительном изменении их параметров. Например, подлежат ремонту участки труб
с максимальной овальностью 5,6...12,8 % или вмятинами (гофрами) с максимальной
глубиной (высотой) 3,7...10 % (для диаметров 1220...530 мм соответственно),
повороты трубопровода с минимальным радиусом кривизны 1,5D H. Анализ
многослойных оболочечных конструкций с использованием модели Ламе и метода
конечных элементов показал, что оптимальная толщина стенки муфты,
удовлетворяющая требованиям к КМРК, должна быть в пределах (1,0...1,2)tтр, где tтр
- толщина стенки ремонтируемого трубопровода, при этом прочностные
характеристики муфты должны быть не ниже характеристик прочности металла
трубы.
Требования к качеству внутренней поверхности муфты и наружной
поверхности трубы в зоне ремонта заключаются в обеспечении достаточной адгезии
металла и композитного состава, необходимой для сохранения работоспособности
отремонтированного участка трубопровода при длительной эксплуатации.
Для этого непосредственно перед монтажом КМРК на трубопровод
технология предусматривает обработку указанных поверхностей с использованием
дробеструйной установки. Дробеструйная обработка является одной из наиболее
трудоемких и ответственных операций КМТ и проводится с целью:
 очистки наружной поверхности трубопровода и внутренней поверхности
муфты от грязи, пригара, окалины до достижения требуемой чистоты (до чистого
сплошного металла);
 подготовки обрабатываемой поверхности до необходимой шероховатости,
обеспечивающей требуемую адгезию металла и композитного состава;
 создания в поверхностном слое металла наклепа и сжимающих напряжений,
повышающих работоспособность КМРК.
Качество
обработанных
поверхностей
должно
соответствовать
международному стандарту ISO 8501 - 1: 1988 Р Sa 2 ,5 - Sa 3,0.
202
В качестве материала для изготовления полумуфт следует использовать сталь,
аналогичную той, из которой изготовлена ремонтируемая труба.
Заполнение кольцевого зазора композитным составом -важная (критическая)
технологическая операция, так как время первоначального затвердевания (периода
жидкотекучести) композитного состава 30 мин. Идеальное время для заполнения
кольцевого зазора составляет 15 мин.
После заполнения композитным составом кольцевого зазора ремонтную
конструкцию выдерживают при температуре 3...25°С в течение 24 ч. За это время
происходит полное отверждение композитного состава. По истечении этого времени
снимаются ограничения на давление перекачки в трубопроводе.
После заполнения композитным составом кольцевого зазора любые сварочные
работы на ремонтной муфте запрещены.
Для получения гладкой поверхности ремонтной конструкции выступающую
арматуру муфты удаляют шлифовальной машинкой, после чего ремонтную муфту
подключают к катодной защите и на отремонтированный участок трубопровода с
муфтой наносят изоляционное покрытие.
Разработана новая технология капитального ремонта нефтепроводов.
Ремонтируемый нефтепровод выводится из эксплуатации отдельными, наиболее
корродированными участками. Очистной машиной делается предварительная
очистка наружной поверхности ремонтируемого участка нефтепровода, затем этот
же участок демонтируется на трехтрубные звенья, а звенья вывозятся на
трубосварочную базу, где их разрезают на однотрубные звенья с помощью
установки для плазменной резки металлов "Баре".
Затем производится термогазоструйная очистка труб от внутренних
отложений и внутренняя механическая зачистка труб с помощью металлических
щеток. Далее идет щеточная и дробеструйная очистка наружной поверхности труб.
Обработанные трубы поступают на участок внешнего осмотра и оптикотелевизионного контроля, где наружная и внутренняя поверхности каждой трубы
осматриваются при помощи системы технического зрения СТЗ-1-1. Частота
вращения трубы регулируется и в случае обнаружения недопустимых дефектов
можно перейти на пониженную скорость вращения трубы.
Выполняется замер толщины стенки на концах каждой трубы в 64 точках с
помощью ультразвукового толщиномераУТ-93П и прикладываемого трафарета
РОСА-1М, а также проводится ультразвуковая дефектоскопия концов труб на
участках длиной 200 мм наклонными призмами ультразвуковых дефектоскопов
УД2-12
для
обнаружения
скрытых
дефектов
металлургического
и
эксплуатационного происхождения.
Устройство РОСА-1М разработано для создания акустического контакта
ультразвуковых датчиков толщиномеров УТ-93П. Оно выполнено в виде
многослойной ленты, которая крепится к поверхности трубы при помощи магнитов.
В ленте имеются 64 ячейки, в которых находится контактная жидкость. Ячейки
располагаются с определенным шагом, что позволяет фиксировать в памяти
компьютера координаты контрольных точек.
От каждой трубы отрезают кольцо шириной 50 мм и разрезают на два
полукольца для проведения циклических испытаний и определения остаточного
203
ресурса трубы. Испытания проводят на двух специально сконструированных и
изготовленных в Уфе устройствах.
Кроме того, проводится работа по комплектации полустационарной экспресслаборатории в вагоне. Изыскиваются приборы для проведения механических
испытаний и химического (спектрального) анализа металла трубы для составления
сертификата на каждую трубу.
Пригодные для дальнейшего использования трубы поступают на линию
сборки труб ЛСТ-81, где их стыкуют в трехтрубные плети одновременно с двух
сторон с помощью гидравлических внутренних центраторов серии ЦВ. Подготовка
кромок под сварку производится газоплазменной труборезной машиной "Орбита"
под фаску или с помощью плазменной резки "Барс".
Этот метод позволит осуществлять радиоскопический контроль сварных
соединений в полном объеме без отставания сварки.
Сваренная плеть поступает на участок изоляции. В зависимости от наличия
изоляционных материалов применяется битумная или пленочная изоляция.
Контроль изоляции осуществляется магнитно-индукционным дефектоскопом
"Крона".
Заизолированные плети будут вывозиться на трассу и на месте производства
работ свариваться в нитку.
Данная трубосварочная база является универсальной, так как позволяет
сваривать в плети как старые, отремонтированные трубы, так и новые, поэтому
вероятность простоя базы мал.
Почвенно-климатические условия эксплуатации нефтепроводов (болотистые,
переувлажненные и засоленные почвы, вечная мерзлота), а также высокие
механические и тепловые нагрузки предъявляют повышенные требования при
проведении капитального ремонта к системе антикоррозионной защиты
трубопроводов. В связи с этим возникает необходимость создания новых
высокоэффективных покрытий и технологий их нанесения на трубы.
Анализ зарубежного опыта с учетом отечественной специфики ремонта
нефтепроводов позволил сформировать новую техническую политику Компании
«Транснефть» в области капитального ремонта и реконструкции нефтепроводов,
включающую:
• капитальный ремонт на основе данных диагностики;
•замену изоляции при капитальном ремонте с помощью изоляционных машин с использованием
мастичных материалов и лент с повышенной толщиной подклеивающего слоя в трассовых
условиях;
• капитальный ремонт нефтепроводов с заменой трубы с использованием труб,
изолированных в базовых условиях;
• выборочный ремонт нефтепроводов с заменой трубы с использованием в качестве
изоляции лент с повышенной толщиной подклеивающего слоя или труб с заводской
изоляцией.
204
Традиционной
технологией
капитального
ремонта
магистральных
нефтепроводов с заменой изоляции, сложившейся в практике предприятий
трубопроводного транспорта нефти, является нанесение пленочных и мастичных
покрытий изоляционными машинами в трассовых условиях.
Основной объем изоляционных работ при капитальном ремонте и
реконструкции нефтепроводов (более 70 %) выполняется изоляционными пленками.
В последнее десятилетие для антикоррозионной защиты нефтепроводов
успешно применяется покрытие «Пластобит», обеспечивающее защиту
нефтепровода не менее 30 лет. Однако относительно высокая текучесть, малая
ударная вязкость и, следовательно, относительно слабая несущая способность
материала не позволяют использовать его для труб диаметром выше 820 мм.
Указанных недостатков лишено новое уникальное по своим свойствам
покрытие «Асмол», разработанное специалистами научно-исследовательского
центра «Поиск» (г. Уфа).
На основе нефтеполимера «Асмол» разработан спектр мастик для
антикоррозионной защиты нефтепроводов, предназначенных для применения, как в
теплое время года, так и для зимних условий.
Высокое значение коэффициента теплопроводности материалов на основе
нефтеполимера «Асмол» (на порядок выше, чем у битумов) позволило разработать
новую технологию нанесения асмольных мастик на нефтепроводы в условиях
трассы путем экструдирования их на поверхность трубы. Разработаны технические
условия на покрытия типа ПАЛТ (покрытие на основе термоусаживающейся ленты
и мастики «Асмол») для нефтепроводов диаметрами до 1220 мм включительно.
Уникальность асмольных мастик заключается также в том, что они
применимы и для условий трубоизоляционных баз без существенного изменения
технологического процесса.
На основе нефтеполимера «Асмол» разработана мастика для подклеивающего
слоя повышенной толщины в составе ленты ЛИАМ (лента изоляционная асмольная
модифицированная). Повышенная (до 1,5 мм) толщина подклеивающего слоя
изоляционной ленты ЛИАМ позволяет обеспечить надежный ее контакт с трубой в
местах сварных швов трубы и тем самым повысить качество изоляции.
НИЦ «Поиск» (г. Уфа) и ПКФ «Промтех-НН» (г. Н. Новгород) разработали и
освоили производство машин изоляционных асмольных серии МИА типоразмера от
630 до 1220 мм для нанесения покрытия «Асмол» методом экструдирования в
полевых условиях.
Машины МИА для нефтепроводов диаметрами 530...820 мм прошли
испытания в ОАО «Верх-неволжскнефтепровод», машины для трубопроводов
205
диаметром 1220 мм изготовлены, и испытания будут проведены в ОАО
«Приволжскнефтепровод» на нефтепроводе Самара — Лисичанск в июле 1998 г.
Изоляционные машины серии МИА универсальны по применяемым
материалам. Сменные приспособления к машине позволяют использовать ее для
нанесения, как пленки, так и мастики или комбинировать материалы.
Изоляционные машины серии МИА позволяют наносить на защищаемые
нефтепроводы не только асмольные мастики, но и другие битумные мастики, а
также покрытия типа «Пластобит», «Изобит».
В настоящее время ведется доработка изоляционных машин серии МИЛ для
применения в зимних условиях.
Затраты на приобретение техники для нанесения покрытия типа ПАЛТ в 2...3
раза превышают стоимость машин и оборудования для нанесения битумномастичных покрытий типа «Пластобит», однако, за счет меньших
эксплуатационных затрат, лучших технических характеристик и гарантированного
качества изоляционного покрытия очевидно преимущество покрытий типа ПАЛТ.
Изоляция асмольными мастиками, как уже было отмечено выше, практически
не требует изменения технологического процесса на существующих
трубоизоляционных базах по нанесению битумных мастик.
Однако экономические соображения, обусловленные непроизводительными
затратами, связанными с транспортировкой изолированной трубы, поставили вопрос
о создании мобильных стационарных установок для нанесения мастичных
покрытий, позволяющих сократить транспортировку труб до минимума.
Многие магистральные трубопроводы, введенные в эксплуатацию в прошлые
годы, требуют ремонта защитных покрытий. Эксплуатационные свойства защитных
покрытий зависят от физико-химических свойств исходных материалов, качества
очистки труб, соблюдения технологии выполнения изоляционных работ,
возможности осуществления мероприятий по защите изоляции от повреждений в
процессе изоляционно-укладочных работ и эксплуатации трубопровода.
Долговечность полимерных и битумных материалов, находящихся в
грунтовой среде, оценивается примерно в 50 лет, а срок службы защитных покрытий
из этих материалов составляет 15-20 лет. Для защиты изоляции от негативного
воздействия окружающей среды предложено изменение внешних условий
использованием гидрофобизации грунтов. Возможно использование вяжущих
веществ для ремонта изоляционных покрытий трубоповодов после длительной
эксплуатации. После обработки переходное сопротивление увеличивается примерно
на порядок, ударная прочность и адгезия увеличиваются на 15-30%,
водопоглощение и водопроницаемость в 1,5-2 раза. Затраты на ремонт снижаются
в1.8 раз.
206
Для производства ремонтных либо ремонтно-восстановительных работ без
остановки перекачки возможно применение полевых магистральных трубопроводов.
Технология включает в себя следующие операции: врезка в трубопровод по обе
стороны от поврежденного участка, укладка линий полевых магистральных
трубопроводов в обход поврежденного участка, подключение полевых
магистральных трубопроводов к основной линии магистральньного трубопровода,
локализация и изоляция разлива нефти, вскрытие поврежденного участка и
подготовка ремонтного котлована, перекрытие трубопровода по обе стороны от
поврежденного участка, сборочно-монтажные и сварочные работы, контроль
качества сварных соединений, подключение отремонтированного участка и
ликвидация последствий аварии (сбор разлитой нефти, рекультивация).
Реализация данной технологии возможна лишь при наличии комплекса
технических средств для оперативного и качественного осуществления всех
операций и, в особенности, наиболее сложных и трудоемких – обеспечение пожаро
и взрывобезопасности работ, врезки в тело трубы, перекрытия сечения
трубопровода, сборка под сварку кольцевых швов. Все работы производятся при
пониженном давлении.
ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ
НА ПОДВОДНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ
АВАРИЙНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ
Общие требования.
Арсенал
применяемых
технических
средств
для
проведения
восстановительных работ зависит от категории аварии, а также от организации
производства.
Для ремонта подводных переходов не всегда применимы технические
средства, используемые при их строительстве. Например, при ремонте подводных
переходов затруднена установка якорей в зоне действующих трубопроводов, а для
вскрытия трубопроводов во многих случаях не допускается использование обычных
земснарядов, экскаваторов, поскольку они могут повредить изоляцию или нарушить
герметичность трубы.
Иногда при выборе площадок для производства сварки труб или изоляции
стараются расположить их как можно ближе к урезу воды. Но при этом не
учитывают, что изменение сроков работ по различным причинам может привести к
затоплению площадок в период интенсивных дождей, паводков, а следовательно, к
увеличению продолжительности ремонтно-восстановительных работ.
Для выполнения аварийно-восстановительных работ необходимо иметь
профиль трассы и ситуационный план, предусматривающий пути для эвакуации
техники в случае затопления участков с низкими отметками. Топографические
изыскания (горизонтали дна и берегов, судового хода, отметки расчетных
горизонтов высоких вод (ГВВ) и высшего исторического (ВИГ)) необходимы для
207
решения оперативных задач восстановительного ремонта. При подъеме воды не
должны затопляться бульдозеры, экскаваторы, а также места установки бытовых и
складских помещений на берегу.
Следует учитывать скорости течения на поверхности воды и у дна реки,
направление струй. По скорости течения на поверхности рассчитывают тяговые
средства и якорные устройства при транспортировке и расстановке плавсредств, их
удержании, определяют мощность буксирных катеров; по скорости течения у дна —
характер его размыва, выбор конструкции защитных средств для проведения
водолазных работ.
Вскрытие трубопровода от грунта.
Способ освобождения нефтепровода от грунта зависит от намечаемой
технологии аварийно-восстановительных работ.
До начала проведения работ необходимо установить общую длину
поднимаемого участка трубопровода, рассчитать усилия, которые возникают в трубе
при подъеме и опускании, определить длину разработки траншеи.
Разработка
траншеи
для
вскрытия
трубопровода
производится
гидроэжекторными землесосными снарядами, плавающими экскаваторами, а также
другими техническими средствами в зависимости от местных условий и времени
года.
Если предполагается произвести ремонт в воде, то объем земляных работ
будет небольшим. В этом случае требуются гидроэжекторные или гидромониторные
снаряды, обеспечивающие производительность, достаточную для выполнения
графика ремонта в заданные сроки. Так, ручные грунтососы и гидромониторы
позволяют в течение смены разрабатывать грунты I-IV категории в объеме 15...40
м3, а универсальные подводные гидроэжекторные установки в тех же грунтах — до
500 м3 в смену. Если предусматривается извлечение трубопровода на поверхность,
то для устройства траншей целесообразно использовать земснаряды, плавучие
экскаваторы, обеспечивающие разработку от 1000 до 2500 м3 в смену.
За рубежом при производстве земляных работ на водоемах с заболоченными
берегами или в условиях болотистой местности используют экскаваторы-амфибии
серии Н400-3 и Н400-4. Аналогичная конструкция изготовляется на Украине.
208
Плавающий
экскаватор
украинского производства ЭП-4
(рис. 1) может передвигаться с
суши в воду и наоборот. Он
состоит из главного понтона,
поддерживаемого
при
необходимости дополнительными
поплавками со всех сторон для
обеспечения устойчивости. На
понтоне
смонтирована
экскаваторная
установка
с
дизельным двигателем мощностью 47,8 кВт и ковшом вместимостью 0,4 м3. Понтон
укомплектован четырьмя ногами с колесами-поплавками на концах. Благодаря
гидравлическому управлению экскаватор может ползти по земле, подобно черепахе,
а также опираться на берега или на дно (при работе на воде).
Плавающий экскаватор обслуживается одним машинистом.
Экскаватор ЭП-4 можно транспортировать любым видом транспорта на
прицепе-тяжеловозе. Возможна погрузка с помощью грузоподъемных механизмов.
Плавучий экскаватор передвигается по грунту или по воде методом
подтягивания ("черепаший шаг") с использованием ковша и колес-поплавков.
При разработке подводных грунтов на фарватерах рек мелкие частицы грунта,
вымытые механизмами, могут перемещаться на значительные расстояния от места
разработки и загрязнять придонные слои воды. Частицы грунта диаметром 0,06 мм
транспортируются на многие километры при незначительных скоростях течения.
Поэтому свалку грунта следует располагать так, чтобы избежать засыпки
нерестилищ, зимовальных ям, заиления проток, по которым идет рыба.
Действующими нормативами запрещено превышать концентрацию вредных
примесей 0,25 мг/л при наличии в водоеме ценных пород рыб и более 0,75 мг/л для
остальных водоемов. При выбросе в водоем илистых и глинистых фракций грунта
необходимо ускорить их осаждение на месте отведенного отвала. Для этого
опускают в воду концевой участок пульпопровода или искусственно уменьшают
скорость течения воды на участке складирования грунта с помощью временных
заградительных сооружений.
Технические данные плавающего экскаватора ЭП-0,4
Мощность двигателя, л.с (кВт)
Производительность, м3/ч
Угол поворота рабочего оборудования (в плане), град
Вместимость ковша м3
Глубина водоема Н, м
Наибольшая кинематическая глубина копания Нк, м
65 (47,8)
60
1903
0,4
2,40,1
4,0
209
Наибольший радиус копания на уровне стоянки Rп.с., м
Наибольшая высота выгрузки Нв, м
Габаритные размеры, м
длина
ширина
высота
Масса эксплуатационная, кг
7,0
3,0
12,0
4,5
3,4
не болев 9000
Восстановление трубопровода под водой. Ремонт подводных нефтепроводов
может выполняться с помощью так называемой "мокрой" сварки, сварки в
воздушной среде инертного газа, создаваемой в камерах или кессонах.
Во всех случаях подводная сварка на трубопроводах должна осуществляться в
соответствии с требованиями Типовой инструкции о порядке ведения сварочных и
других огневых работ на взрывоопасных, взрывобезопасных и пожароопасных
объектах нефтяной промышленности.
Перед сваркой повреждение на трубопроводе предварительно подготавливают
таким образом, чтобы можно было приварить накладку изнутри или снаружи
трубопровода.
Опыт ликвидации аварий с применением подводной "мокрой" сварки показал,
что даже при удовлетворительных
физико-механических свойствах основного
металла трубы, накладки и сварного шва из-за микропор в швах возникают
микротрещины. Эти микротрещины приводят к разгерметизации заплат примерно
при 3000-ом рабочем цикле нефтепровода.
На судоходных реках возмущения, вызываемые проходящими судами,
отрицательно сказываются на работе водолаза, что приводит к снижению качества
сварки [1].
На качество подводных
сварочных работ влияет
плохая видимость, которая
изменяется в течение года.
Поэтому при восстановлении
подводных
трубопроводов
сварка в водной среде не
находит
широкого
применения.
Проблема
может быть решена с
применением
оснастки,
обеспечивающей
удовлетворительную
Рис.
2.
Устройство
"Гидровэлд"
для
видимость.
Более
надежна полуавтоматической сварки под водой:
приварка заплат в камерах и а - общий вид; б - разрез резака: 1 - рукоятка; 2 кессонах. Сварка в инертном металлический шланг; 3 - сварочный пистолет; 4
съемная
головка;
5
резиновое
газе, выполняемая в камере, улучшает
качество водонепроницаемое уплотнение: 6 - диафрагма; 7
- патрубок; 8 - источник света; 9 - корпус; 10 210
газовый клапан; 11 - блок подачи проволоки; 12 газовая насадка
соединения. Однако при повышении парциального давления азота увеличивается
его растворимость в расплавленном металле, что приводит к хрупкости соединения.
В этих случаях лучше использовать аргон и двуокись углерода.
Подводная сварка может производиться с помощью устройства "Гидровэлд",
которое представляет собой сухую портативную камеру небольшого размера,
заполненную инертной газовой смесью (рис. 2). Корпус камеры изготавливается из
органического стекла. К нижней части корпуса крепится сменное уплотнение из
пористой резины. Его форма повторяет контур свариваемой поверхности, что
препятствует проникновению воды в камеру. В стенке камеры имеется диафрагма,
через которую подается сварочный пистолет с гибким рукавом, позволяющим
манипулировать этим пистолетом в пределах камеры. Инертный газ поступает в
камеру через диффузор гибкого рукава и прокачивается через нее, не влияя на
характеристику сварочной дуги и препятствуя проникновению воды. Накопившиеся
газы через обратный клапан удаляются из камеры за счет избыточного давления. В
камере имеется подсветка.
Манипуляции с камерой осуществляют одной рукой, а со сварочным
пистолетом — другой. Контроль за напряжением, силой тока, параметрами газовой
смеси, поступающей в камеру, а также включение освещения производят с пульта,
установленного
на
поверхности воды.
Сварочная
проволока в этом случае
не
имеет
покрытия,
поэтому сварные швы не
очищают.
Шов
получается однородным.
По окончании сварки
камеру некоторое время
держат над швом во
избежание его резкого
охлаждения
водой.
Визуальный
контроль
качества швов водолазсварщик
осуществляет
через прозрачные стенки
камеры.
Достигнуть
высокой
надежности Рис. 3. Шахтный колодец для ремонта
сварных
соединений трубопровода под водой:
можно
в
подводной 1 - канат лифта; 2 - вентиляционный короб; 3 камере
с
шахтным трубопровод; 4 - шарнир; 5 - подкос для
колодцем или в кессоне. закрепления балластных контейнеров; 6 Подводная камера откидная часть камеры; 7,11 - фланцы; 8 шахтного
типа, настил; 9 - сварочный кабель; 10 - камера; 12 монтируемая
на трап; 13 - площадка лифта; 14 - шахта.
211
трубопроводе, состоит из двух-трех секций, соединяемых по стыкам болтами (рис.
3). К камере крепится трубчатый колодец с вентиляционной системой, а также
откидные рамы для установки балластных контейнеров. После установки на месте
работ вода из камеры откачивается насосами и сварка производится в сухой камере.
Такой метод целесообразно применять в тех случаях, когда трубопровод заполнен
водой, а не нефтью. Предельно допустимая взрывоопасная концентрация (ПДВК)
паров нефти не должна превышать 300 мг/м3.
Перед проведением огневых работ в течение нескольких дней проводят анализ
воздушной среды, затем его проводят ежедневно перед началом работ. Ручная
дуговая сварка корневых слоев шва, "горячего" прохода, заполняющих и
облицовочных швов выполняется по технологии, предусмотренной РД 39-110-91
"Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных
нефтепроводах".
Рис. 4. Схема организации
работ по ремонту подводного
перехода нефтепровода через р.
Обь с помощью кессона с
"мокрым" дном:
1- передвижной компрессор;
2 - пульт управления;
3 - источник питания;
4 - электростанция:
5 - узел удаления отработанных
газов;
6 - бытовое помещение:
7 - переговорное устройство;
8 -деревянный настил:
9 - водолазный трап;
10 - майна:
11- рукав для подачи воздуха;
12 - кабели питающие и
сварочные;
13 - вытяжная вентиляция;
14 - сигнальный конец;
15 - лед:
16 - контейнер со сварочной
проволокой;
17 - кессон:
18 - нефтепровод
18
17
В отличие от подводной камеры шахтного типа в кессоне работы по
восстановлению трубопровода выполняется под давлением, превышающим
атмосферное более, чем на 0,1 Н, где Н— глубина водоема.
212
Кессон обычно выполняют с открытым проемом на дне ("мокрое" дно) через
который вода вытесняется сжатым воздухом или инертным газом, компенсирующим
давление окружающей воды. Вход и выход водолаза или сварщика в кессон
осуществляется через этот проем. На торцевых стенках кессона имеются съемные
фланцы уплотнения и фартуки, позволяющие использовать его при работе на
трубопроводах различного диаметра. Расчетом проверяют возможность
использования трубопровода в зависимости от длины размытого участка в качестве
несущего элемента, препятствующего всплытию кессона. При необходимости по
бортам кессона устраивают карманы для загрузки балластом, который удаляют
после завершения работ перед извлечением кессона.
В пространстве между трубопроводом и фланцем кессона укладывают
сальниковое уплотнение (пропитанный графитовой смазкой пеньковый канат),
который с наружной стороны кессона закрепляют прижимным фланцем. Кессон
оборудуют рукавом для подачи воздуха, питающих и электросварных кабелей, а
также вытяжной вентиляцией. Вентиляция во время сварки осуществляется через
воронкообразный зонт с вентилем, который устанавливается в верхней части
кессона и позволяет регулировать интенсивность удаления газов. Зонт соединен с
гибким рукавом, по которому продукты сгорания отводятся на поверхность. По
периметру горловины патрубка кессона делают ряд отверстий, через которые при
вытеснении воды постоянно выходит избыточный воздух и поддерживает уровень
воды. Доставка необходимого инструмента, кабелей, шлангов осуществляется через
"мокрое" дно.
Пример использования кессона приведен на рис. 4.
Работы проводились в зимнее время при глубине воды 5,2 м. Оборудование и
механизмы размещало на очищенном от снега льду. Непосредственно над
ремонтируемых участком сделали майну размером 3 х 4 м для спуска кессона и
водолазов. Грунт вокруг трубопровода раз мыли с помощью ручных гидропульп.
Размеры дна котлована в плане бы ли 4 х 4 м. Расстояние между образующей трубы
и дном котлована В месте "мокрого" дна для удобства работ составляло 1,5 м, в
других местах до 1 м.
Кессон опустили под воду с помощью автокрана. Водолазы закрепили его на
трубе, уплотнили все соединения и после вытеснения воды и проверки работы
системы обеспечения электроэнергией, двусторонней связью, вентиляцией
приступили к ликвидации повреждения.
Повреждение представляло собой трещину сварного шва по образующей
длиной 20 см и шириной 0,8 мм. Трещина была вырезана вместе с участком трубы
овальной формы. На поверхности из аналогичного металла изготовили заплату
несколько большего размера, которую завели внутрь трубы и после подгонки
прижали к внутренней поверхности трубы с помощью специального прижимного
устройства. Для плотного и устойчивого прилегания заплаты по всей площади
соединения поверхность металла очистили стальными щетками до блеска. По
периметру вырезанного отверстия приварили заплату с помощью полуавтомата
"Нептун-5" при силе сварочного тока до 400 А, на постоянном токе при подаче
электродной проволоки диаметром 1,6 мм, скорости сварки шва с катетом 12 мм от
6...8м/ч.
213
После окончания сварочных работ было проведено гидравлическое испытание
трубопровода, для изоляции наложен бандаж из стеклоткани, пропитанной
полимерным конструкционным клеем "Спрут-4".
Для герметизации небольших
свищей
диаметром
8...12
мм
используют заглушку, состоящую из
болта с конической головкой с одной
стороны и резьбовой нарезки с шайбой
и гайкой с другой, между которыми
установлена герметизирующая втулка
из свинца или меди (рис. 5). Диаметр
конической головки заглушки должен
быть равным диаметру свища, чтобы он
мог свободно войти в отверстие трубы;
для чего его рассверливают с помощью
пневмомодели. В полученное отверстие
водолаз
вставляет
заглушку
и
затягивает гайку ключом. Чтобы болт
не проворачивался, между шайбой и
втулкой вставляется кольцо. При
затягивании гайки выступающая часть
втулки развальцовывается конической
частью заглушки, уплотняет зазоры и
обеспечивает герметизацию отверстия.
Исследования показали, что подобные заглушки, установленные на сквозное
отверстие диаметром 8 мм, выдерживают испытания на внутреннее давление 2104
нагрузочных циклов без нарушения герметичности трубы [2].
Восстановление трубопровода над водой. Ремонт, связанный с вырезкой
поврежденного участка трубопровода, можно выполнить, если поднять его на
поверхность воды или льда.
При ремонте трубопровода с подъемом над поверхностью воды создаются
благоприятные условия для повышения качества электросварочных и изоляционных
работ. Однако при обосновании такого ремонта необходимо учитывать стоимость
работ и их трудоемкость, а также определить время, на которое может быть
остановлено судоходство на реке из-за подъема и спуска. на дно трубопровода.
Перед подъемом трубопровода предварительно производят обследование дна и
места повреждения с помощью приборов и водолазов, определяют глубину
заложения трубопровода, характеристику грунтов, чтобы правильно выбрать
механизмы для его вскрытия и подъема. Зимой предпочтителен подъем
трубопровода. Длину поднимаемого участка трубопровода определяют с таким
расчетом, чтобы суммарные напряжения не превышали 0,85 т. Для увеличения
радиуса изгиба трубы применяют разгрузочные понтоны (на воде) или опоры (на
льду).
Грузоподъемность подъемных средств должна превышать расчетную нагрузку
в 1,5...2 раза. Все применяемые такелажные приспособления (канаты, блоки,
214
полиспасты, якоря) должны иметь коэффициент запаса: полиспасты с ручной
лебедкой — 4,5; полиспасты с электрической лебедкой — 5 [3], а якоря согласно
таблице [4].
Коэффициенты запаса для якорей
Тип грунта
Тип якоря
илистый
1
2
Матросова
11,5
17,6
Адмиралтейский
2,2
4,1
Холла
2,2
3,1
песчаный
1
2
8,0
12,5
3,0
4,3
1,5
1,7
каменистый
1
2
3,1
8,1
2,8
5,8
Примечание. В графе 1 приведено значение коэффициента при
постоянном действии смещающего усилия, а в графе 2 — при часто
повторяющихся рывках.
При подъеме труб зимой предварительно проверяют толщину и структуру
ледяного покрова и определяют его прочность с учетом температуры воздуха и
длительности пребывания грузов на льду. Методы расчетов несущей способности
льда изложены в специальной литературе, например, для условий Сибири можно
пользоваться данными, приведенными в [5].
При подъеме трубопровода на поверхность для ремонта с последующим
опусканием на дно необходимо предусматривать его возможное смещение от оси за
счет воздействия гидродинамического давления воды.
Усилия, возникающие в трубопроводе, рассчитывают по формулам для
многолетней балки с опорами в местах закрепления оттяжек [6]. Отрывная масса
трубопровода определяется по формуле Ро=(1+К)Рподв. На трубопровод,
находящийся на дне, действует сила присоса, которая зависит от типа грунта и
учитывается коэффициентом К:
Крупный песок ...............................................0,05-0,10
Галька с песком ..............................................0,10-0,15
Мелкий песок .................................................0.15-0,20
Ил с глиной:
мягкой .........................................................0,15-0,20
плотной вязкой ...........................................0,20-0,25
Вязкая плотная глина с песком и ракушей ....0,25-0,40
215
Чтобы
уменьшить
гидродинамическое
воздействие на трубопровод
при
его
подъеме
на
поверхность и опускании на
дно, используют оттяжки из
канатов. Их длина lот зависит от
глубины
залегания
и
расстояния
между
осью
трубопровода
и
тяговыми
лебедками L:
L ,(в долях от lот ,( в долях
глубины
от
воды)
глубины
воды)
1,5
2,2
2
1,8
2,5
2,7
3
3,2
4
4,1
5
5,1
6
6.2
8
8,1
10
10
После
подъема
на
поверхность
поврежденный
участок
трубопровода
вырезают
с
помощью
механических
машинок,
позволяющих одновременно с
резкой подготавливать фаски
для будущей вставки. После
изготовления
врезаемой
вставки производят ее монтаж
и
приварку,
а
затем
гидравлическое
испытание
трубопровода.
Затем
изолируют отремонтированный
участок и погружают на дно. К концам укладываемого трубопровода
предварительно приваривают патрубки (для заполнения водой и выхода воздуха).
Укладку трубопровода начинают с участков с наибольшей глубиной. По мере
опускания трубопровода включают в работу соседние опоры с таким расчетом,
чтобы радиус изгиба не превышал допустимой величины. Во время укладки
необходимо постоянно контролировать положение трубопровода с помощью
канатов, маркированных через каждый метр.
После укладки трубопровода на дно производят его повторное гидравлическое
испытание.
216
Засыпка трубопроводов. Известно, что одной из причин аварий на подводных
переходах нефтепроводов является размыв ложа водоема. Поэтому при засыпке
размытых участков трубопровода необходимо подбирать грунты по крупности зерен
с целью обеспечения устойчивости дна от воздействия течения. Существует
определенная скорость течения, при которой не происходит перенос частиц грунта
потоком воды. Эта скорость называется неразмывающей. С некоторой степенью
приближения соотношение между размывающей и неразмывающей скоростями для
зернистых грунтов (пески, галечник и т.д.), не обладающих силами сцепления,
принимают Vp=1,4Vн.
Несколько иначе происходит размыв дна, сложенного из связных глинистых
пород и из частиц различной крупности или представляющих полидинамические
системы. Наиболее активную роль играют глинистые частицы диаметром менее
0,002 мм, которые составляют около 30% всей системы. Глинистые породы активно
взаимодействуют с водой, которая изменяет подвижность частиц и пластичность.
Дно русел, сложенных глинистыми грунтами, размывается по-разному в
зависимости от режима водной преграды. При одинаковых гидрологических
условиях, например, дно канала, работающего с переменным режимом, размывается
интенсивно, а при постоянном режиме или вовсе не размывается, или размывается
менее интенсивно. Кроме эрозии дна необходимо учитывать деформации береговой
линии. Во время паводков грунты приобретают совершенно другую консистенцию:
возрастает коэффициент фильтрации, сопротивление грунта сдвигу уменьшается в
1,5 раза, сцепление в 10 раз, пористость в 1,3 раза. Этому способствует более
высокое залегание уровня грунтовых вод. В результате разрыва структурных связей
происходит нарушение устойчивости земляных масс. При стеснении русла реки
возникают также процессы нарушения береговой зоны, так как с годами
увеличивается вероятность возникновения призмы обрушения. Когда перемежаются
пласты суглинков и водонасыщенных песков, нередко создаются благоприятные
условия для образования локальных оползневых явлений в зоне расположения
подводных переходов.
Указанные особенности следует учитывать при засыпке подводных
трубопроводов во время аварийно-восстановительных работ.
Участок трубопровода подлежит засыпке грунтом до отметок,
предусмотренных проектом. На небольших глубинах, недалеко от берега,
целесообразно использовать землесосные снаряды или осуществлять отсыпку
грунта с плавсредств с помощью грейферных кранов.
При большой глубине и скорости течения используют привозные гравий,
щебенку и камни.
При отсыпке грунта в воду необходимо учитывать возможность сноса его
течением на расстояние, определяемое по формуле
L  2,5  H 
V
,
d
где Н — глубина водоема, м;
V — средняя скорость течения потока, м/с;
217
d — диаметр камня или щебня, см.
В случае сильного придонного течения максимальную скорость, при которой
камень (щебень) не смывается водой, определяют по формуле
V max  1,4  a  d ,
 k  в
- коэффициент, характеризующий соотношение
к
удельного веса камня (щебня) к и воды в;
q — ускорение силы тяжести, м/с2;
где
d3
a  2 q
6 W
— диаметр камня (щебня), приведенный к шару, м;

W — объем камня, м3.
При сбрасывании каменно-щебеночных отсыпей под воду с помощью
саморазгружающихся шаланд и грейферного крана их устанавливают на расстоянии
от оси трубы, которое определяют путем сброса небольшого количества камня и
наблюдения с помощью эхолота за траекторией его движения на дно. В результате
достигается наиболее экономичное условие для отсыпки.
Для уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду
целесообразно использовать схемы засыпки обнаженных участков трубопровода,
приведенные на рис. 6.
На реках грунт можно подавать с берега по эстакаде, оборудованной
приемным бункером, в который грунт нагружают с помощью бульдозера. Насосом,
работающим по принципу эжектора, грунт транспортируют по пульпопроводу к
плавучей площадке с приемным бункером и раструбными секциями (рис. 6, а).
Засыпка трубопровода грунтом, доставляемым на плавсредствах,
осуществляется с помощью грейферного крана через приемный бункер с
аналогичными раструбными секциями (рис. 6, б).
Эти методы позволяют снизить загрязнение водоема, сократить потери инертных
материалов, а также повысить качество отсыпок.
НОВЫЕ ВИДЫ ПОКРЫТИЙ
ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Полиуретановые покрытия все чаще применяются не только в качестве
теплоизолирующих на подводных трубопроводах, но и для механической защиты их
от повреждений, а также для защиты от коррозии. Полиуретановый
теплоизолирующий слой предотвращает также внутритрубную конденсацию паров
с последующей коррозией, а также выпадение парафинистых твердых веществ при
охлаждении потока перекачиваемой нефти.
Полиуретановое покрытие из материала Hyperlast было впервые использовано
в 1984 г. на трубопроводе в районе месторождения Корморант в Северном море.
Оно было нанесено поверх поливинилхлоридного покрытия. В последующие годы
218
это полиуретановое покрытие было использовано на 10 подводных трубопроводах в
Северном море общей протяженностью более 100 км. Фирма Kemira Polimers, уже
более 10-ти лет поставляющая полиуретан Hyperlast, удовлетворила запросы
заказчиков на поставку нескольких тысяч тонн этого материала.
Полиуретан Hyperlast характеризуется высокой степенью адгезии,
сопротивляемостью к воздействию морской воды, высоким ударным
сопротивлением, упругостью и сопротивлением на срез и другими положительными
свойствами, а также низкой стоимостью даже при поставках по индивидуальным
контрактам. Температура застывания может легко регулироваться в зависимости от
конкретных условий.
Полиуретаны получают в результате реакции двух компонентов — изоцианата
и полиола. Изменением соотношения компонентов и условий реакции можно
получить почти бесчисленное множество различных полиуретанов с разными
свойствами, твердость и плотность которых может быть самой разной. Слой
полиуретана наносится на трубы стандартной длиной 12 м, толщина этого слоя
зависит от диаметра трубопровода, его протяженности, температуры
перекачиваемого продукта.
Еще одним преимуществом полиуретанового покрытия является образование
его в условиях нормальных температур при истечении из сопла и смешении двух
жидких компонентов. Для изоляции сварных узлов трубопроводов могут быть
использованы полиуретаны других составов.
В конце 1993 г. на международной выставке в Ставангере (Норвегия) было
впервые продемонстрировано однослойное покрытие Hyperlast Syntactic,
одновременно обеспечивающее как механическую защиту поверхности
трубопроводов, так и теплоизоляцию. Такое покрытие может быть с успехом
применено вместо двухслойного.
3. СЛОВАРЬ ПОНЯТИЙ
Дефекты геометрии трубы - это дефекты, связанные с изменением ее формы.
К ним относятся:
"Вмятина" - локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате
механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода.
"Гофр" - чередующиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы,
приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.
"Овальность" – дефект геометрии, при котором сечение трубы имеет
отклонение от круглости, а наибольший и наименьший диаметры находятся во
взаимно перпендикулярных направлениях.
Выборочный ремонт нефтепровода - локальный ремонт линейной части
нефтепровода с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке нефтепровода
219
Галтельная муфта - ремонтная муфта для ремонта дефектов поперечных
сварных швов, привариваемая к трубе и имеющая специальную полость длиной до
100 мм.
Глубина дефекта - максимальный
перпендикулярно поверхности трубы
геометрический
размер
дефекта
Дефект, подлежащий ремонту (ДПР) - дефекты труб, конструктивные
элементы, соединительные детали, установленные на магистральных и
технологических нефтепроводах, параметры которых не соответствуют требованиям
СНиП, ГОСТ, ВСН, и других нормативных документов, и относятся по ним и
методикам, согласованным с Проматомнадзором РБ к повреждениям, подлежат
ремонту или замене.
Дефект первоочередного ремонта (ПОР) - дефект, представляющий
повышенную опасность для целостности нефтепровода при его эксплуатации и
подлежащий ремонту в первую очередь для восстановления несущей способности
трубы. Параметры дефекта определяются настоящим РД.
Длина дефекта - максимальный геометрический размер дефекта вдоль оси
трубы.
Дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) - контроль,
проводимый неразрушающими методами с целью уточнения типа и параметров
дефекта, обнаруженного ВИП и выявления возможных дополнительных дефектов.
Заварка - ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в
местах потери металла методом сварки.
Замена участка - замена дефектного участка нефтепровода длиной более
длины заводской секции трубы на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2.05.0685*.
Капитальный ремонт нефтепровода - плановый ремонт с заменой труб или
ремонт стенки и монтажных и заводских сварочных швов трубы с заменой
изоляционного покрытия на протяженном участке нефтепровода.
Катушка - часть трубопровода не более длины заводской секции трубы и не
менее диаметра трубы, ввариваемая в нефтепровод (вырезаемая из нефтепровода) с
помощью двух кольцевых стыков.
Композитная муфта - стальная неприварная оболочка, заполняемая
композитным составом и установленная по специальной композитно-муфтовой
технологии (КМТ).
220
Метод
временного
ремонта
нефтепровода
метод
ремонта,
восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода на
ограниченный период времени.
Метод
постоянного
ремонта
нефтепровода
метод
ремонта,
восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода до
уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.
Муфта с коническими переходами - необжимная приварная муфта, имеющая
конические переходы от цилиндрической части муфты к поверхности трубы.
Необжимная приварная муфта - ремонтная конструкция, имеющая полость
длиной более 100 мм и привариваемая к трубе с зазором на технологических
кольцах.
Несущая способность - способность нефтепровода без разрушения
воспринимать проектные нагрузки от внутреннего давления перекачиваемого
продукта и внешние нормативные воздействия на весь период эксплуатации.
Номинальный диаметр нефтепровода - наружный
соответствующий нормативному документу на ее изготовление.
диаметр
трубы,
Обжимная приварная муфта - ремонтная конструкция, при установке
которой производится обжатие дефектного участка нефтепровода с последующей
ее приваркой к трубе.
Овальность трубы - отклонение от круглости поперечного сечения трубы, при
котором наибольший и наименьший диаметры находятся во взаимно
перпендикулярных направлениях.
Ограниченный участок
нефтепровода длиной до 100 м.
нефтепровода
-
участок
линейной
части
Околошовная зона - переходная зона между сварным швом и основным
металлом трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в
каждую сторону от края сварного шва.
Протяженный участок нефтепровода - участок линейной части нефтепровода
длиной более 100 м.
Ремонтная конструкция - конструкция, установленная на нефтепроводе для
ремонта дефектов.
Ширина дефекта (длина по окружности трубы) - максимальный
геометрический размер дефекта по поверхности трубы перпендикулярно ее оси.
221
Шлифовка - метод ремонта, заключающийся в том, что путем шлифования в
зоне дефекта снимается слой металла для снижения концентрации напряжений.
Дефекты стенки трубы. К ним относятся:
"Потеря металла"
- изменение номинальной толщины стенки трубы,
характеризующееся локальным утонением в результате механического или
коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления.
"Риска" (царапина, задир) - потеря металла стенки трубы, происшедшая в
результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном
перемещении.
"Расслоение" - несплошность металла стенки трубы.
"Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.
"Расслоение в околошовной зоне" - расслоение, примыкающее к сварному
шву.
«Трещина»– дефект в виде узкого разрыва металла стенки трубы.
К дефектам сварного шва относятся:
Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла
по сварному шву, классифицируются как "несплошности плоскостного типа"
поперечного/продольного/спирального сварного шва.
Поры, шлаковые включения, наружные дефекты (утяжина, подрез,
превышение
проплава)
–
классифицируются
как
"аномалии"
поперечного/продольного/спирального сварного шва.
Смещение кромок - дефект сборки в виде несовпадения срединных линий
стенок стыкуемых труб (для кольцевого шва) или стыкуемых листов (для
спиральных и продольных швов), классифицируется как "смещение"
поперечного/продольного/спирального сварного шва.
4. МАТЕРИАЛЫ,
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ В ПРОЦЕССЕ ОБУЧЕНИЯ
4.1. Материалы к лекции
Возможен следующий план лекций:
222
1. Классификация ремонта.
2. Виды капитального ремонта.
4.2. Задания к эвристической беседе и контролю знаний
1. Современные методы ремонта магистральных трубопроводов.
2. Ремонт подводных трубопроводов.
223
ЛИТЕРАТУРА
Султанов М. Х., Гараева В. А., Батритдинова Г. Р. Основные положения Правил
капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах
через водные преграды, железные и автодороги 1-4 категорий. // Транспорт и
хранение нефтепродуктов. – 2000. – №12. – С. 4-7.
Ясаков Ю. Ф. О вариантах ремонта подводных переходов через реки Волга и
Воложка магистрального нефтепродуктопровода «Куйбышев–Брянск» на
основании результатов внутритрубной диагностики. // Транспорт и хранение
нефтепродуктов. – 2000. – №8-9. – С. 15-17.
Гумеров А. Г., Векштейн М. Г., Гараева В. А., Султанов М. Х., Батритдинова Г. Р.
Особенности капитального ремонта магистральных нефтепродуктоводов,
проложенных по территории городов и населенных пунктов // Транспорт и
хранение нефтепродуктов. – 2000. – №11. – С. 11-14.
Зайцнев К. И. О проблеме ремонта и реконструкции нефтегазопроводных систем
России // Трубопроводный транспорт нефти. – 1994. – №3. – С. 11-14.
Егунов Л. И., Нагорнов К. С., Бобров В. В. Технология ремонта
демонтированных труб // Трубопроводный транспорт нефти. – 1994. – №5. – С.
10-11.
Кумылганов А. С. Состояние и перспективы капитального ремонта
магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. – 1995. –
№5. – С. 3-6.
Skonberg E. Метод ремонта трубопроводов путем установки на них муфт,
заполненных эпоксидной смолой // Трубопроводный транспорт нефти. – 1996. –
№2. – С. 43-44
Лаптев В. В. Разработка метода выборочного капитального ремонта с помощью
конверсионных технологий без прекращения перекачки нефти и нефтепродуктов
// Автореферат диссертации на соискание ученой степени к.т.н. – М.: 2003
Мустафин Ф. М. Использование гидрофибизированных грунтов при
строительстве и ремонте объектов трубопроводного транспорта // Автореферат
диссертации на соискание ученой степени к.т.н.
Гудов А. И., Сайфутдинов М. И. Повышение качества изоляционных материалов
и совершенствование технологии их нанесения при капитальном ремонте и
реконструкции магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт
нефти. – 1998. – №2. – С. 22-23.
Кочетков Н. В., Калашников В. В., Лаптев Н. И., Пойлов В. В., Трохин О. В.
Применение энергии взрыва для ремонта нефтепроводов // Трубопроводный
транспорт нефти. – 1999. – №1. – С. 26-30.
Лисин Ю. В. Методические подходы к ремонту магистральных нефтепроводов на
основе данных внутритрубной диагностики // Трубопроводный транспорт нефти.
– 1999. – №3. – С. 20-26.
Суханов М. В. безопасная организация работ при устранении дефектов на
линейной части нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. – 1999. –
№5. – С. 15-17.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
224
14. Черногоров Б. В. разработка композиционных материалов для ремонта
трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти (приложение). – 2001. – №3.
– С. 2-4
15. Черногоров Б. В. О технологии проведения выборочного ремонта нефтепроводов
композитно-муфтовым методом // Трубопроводный транспорт нефти. – 1999. –
№9. – С. 36-39.
16. Гумеров К. М., Ишмуратов Р. Г., Хаджиев Р. Х., Ибрагимов М. Ш. Повышение
эффективности ремонта нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. –
1997. – №6. – С. 18-21.
17. Азметов Х. А. Современные способы капитального ремонта магистральных
нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. – 1997. – №6. – С. 22-24.
18. Кулмыганов А. С. Стратегия АК «Транснефть» в области защиты МН от
почвенной коррозии при капитальном ремонте // Трубопроводный транспорт
нефти. – 1998. – №7. – С. 28-30
19. Лисин Ю. В. Богданов Р. М. Дмитриев О. В. Ахатов И. Ш. Определение
оптимального метода устранения дефектов при капитальном ремонте
трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. – 1999. – №4. – С. 24-26.
20. Вершинин В. Н. Мельникович Я. Д. Димов Л. А. Богушевская Е. М. Из опыта
строительства и капитального ремонта магистральных нефтепроводов в условиях
болот на севере россии // Трубопроводный транспорт нефти. – 1999. – №5. – С.
11-14.
21. Гринько В. С., Волянский П. Д., Васин Е. С. Исследование прочности и
долговечности ремонтных конструкций нефтепроводов // Трубопроводный
транспорт нефти (приложение). – 2001. – №9. – С. 18-23
22. 1. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Справочник мастера-строителя
магистральных трубопроводов, - М.: Недра, 1986.
23. 2. Бородавкин П.П., Березин Л.В. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987.
24. 3. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. –
М.: Недра,1978.
25. 4. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. - М.:
Недра, 1979.
26. 5. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. – М.: Недра,
1980.
27. 6. СНиП 2.05.06.85*. Магистральные трубопроводы. – М.: ЦИТП Госстроя СССР,
1985.
28. 7. СНиП Ш-42-80. Магистральные трубопроводы. Правила производства и
приемки работ. /Госстрой СССР. – М.: Стройиздат, 1981.
29. 8. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз
/Р.А.Алиев, И.В.Березина, Л.Г.Телегин и др. – М.: Недра, 1987.
30. 9. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов (под. ред.
А.К.Дерцакяна). – М.: Недра, 1977.
31. Nicholson C. M., Patrick A. J. Ремонт коррозионного повреждения на
нефтепроводе в Великобритании // Трубопроводный транспорт нефти
(приложение). – 2001. – №9. – С. 33-34
225
32. Дворников В. Л., Ковалев Ю. В. Гидрорезное оборудование для ремонтных работ
на нефтехранилищах и нефтепроводах // Трубопроводный транспорт нефти. –
1998. – №7. – С. 34-35
33. Ибрагимов М. Ш., Кирнос В. И., Ильин Е. Г., Дендерский Л. Ф., Ващенко В. И.
Итоги эксплуатации взрывогенераторной установки для разработки скальных
грунтов при ремонте трубопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. – 1998.
– №7. – С. 31-33
226