Аналитика



Глава 1 основные сведения о магистральных трубопроводах и технологии перекачки нефти и газа

ГЛАВА 1 ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ И ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ И ГАЗА

§ 1. Основные сведения о магистральных трубопроводах.

Классификация магистральных трубопроводов

/Магистральные трубопроводы — это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на' значительные расстояния природных и искусственных газов (в газообразном или сжиженном состоянии), нефти, нефтепродуктов, воды, твердых и сыпучих тел, взвешенных в потоке воздуха или воды, от мест их добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления, (конечная точка).

. В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением не выше 100 кгс/см2 должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СНиП IT-45—75).    '

Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые внутри городов и населенных пунктов, на участках вечномерзлых.грунтов, в районах морских акваторий, а также в районах с повышенной сейсмичностью интенсивностью 8 баллов и более дл'я подземных и 6 баллов и более для надземных трубопроводов.

Магистральные газопроводы в зависимости от. нормативного рабочего давления делятся на два- класса:    Г класс —

25 кгс/см2<р< 100 кгс/см2; II класс — р[<25 кгс/см2'.- Магистральные нефтепродуктопроводы.в зависимости от условного диаметра Dy подразделяются на четыре класса:    I кла$с.—

1000    MM<Z>y=^1400 мм; .11 класс—‘500 мм<?)у:<1000 ’мм;

III класс — 300 MM<iDy[<500 мм; IV класс-—Dy<300 мм.

Чем выше класс трубопровода, тем большую опасность он представляет в случае разрушения и тем будут большие расстояния от оси трубопровода до близлежащих населенных пунктов, промышленных предприятий, а также отдельных зданий и сооружений.

j;;:'    Конструктивные    схемы .

прокладки линейной части трубопроводов ""Г;

Основной составляющей магистрального трубопровода явля-ется линейная часть — непрерывная нить, сваренная из отдель-' :пых труб или секций и уложенная вдоль трассы.тем или иным ; ^способом.

¦    Ь'..

;г-/ я-'.'.'

tv"'.

I


f;; В настоящее время существуют следующие принципиально ^различные конструктивные схемы прокладки магистральных -трубопроводов', подземная, полуподземная, наземная и надаем-

. • №•

Рис. 1. Подземная и полуподземная схемы укладки:    ’/



а — с вертикальными боковыми откосами; б — комбинированная траншея;. в — с наклонными боковыми откосами; г — пригрузка одиночными грузами;-д пригрузка металлическими винтовыми анкерными устройствами; е—.по334.

Ж


луподземпая схема укладки    .    .


;ная. Выбор той или иной схемы прокладки определяется--уело-. виямм строительства и окончательно принимается- на основа'-’ ¦нйи технико-экономического сравнения различных вариантов..

:!Г;

V4! И-'

Л р,' .

и:.


Подземная схема укладки является наиболее распространен-’'. 5;ной (98% от общей протяженности) и предусматривает у?лад-1. ку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр...;, труб (рис. 1,а—д). При подземной/укладке достигается максимальна я механизация работ всех видов, не загромождается.-, территория и после окончания строительства непользукутог 'па-: • '¦хотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиацйЖ-й7; ^атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных- ' Температурных условиях! Однако на участках с вечномерзлы-.: ми, скальными и болотистыми грунтами данная схема укладки... .’является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных:ра^.. бот. Кроме того, необходимость специальной балластировки ;, .[(особенно газопроводов) на участках с высоким стоянием грун- . :товых вод и надежного антикоррозионного покрытия от. почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства.    ¦

щ



И;

3 I-


““ЬПолуподземная схема укладки применяется при иересече- -щш-трубопроводом заболоченных п солончаковых участков|;-при.

‘ аличпн подстилающих скальных пород. Трубопровод уклады:, ается в грунт на глубину метг диаметра с последующим-об-алованпем выступающей части пшс. 1, а).

Наземная схема укладки в насыпи преимущественно используется в сильно обводненных и заболоченных районах. При всех ,ее преимуществах недостатком является слабая устойчивость грунта насыпи и устройство большого числа водопропускных сооружений (рис. 2).

Рис. 2. Наземная схема укладки:

I — трубопровод; 2 — торфяная или хворостяная подготовка; 3 — обвалование или насыпь из песчаного грунта; 4 — лежневая дорога; 5 — противопожарная канава

а

JT“L


Рис. 3. Надземная схема укладки линейной части магист-. рального трубопровода:

а — трубопровод с компенсаторами; б — трубопровод в виде зигзагообразного самокомпенсирующего контура; в ~ упругоискривленный са-мокомпенсирующий. трубопровод; г — трубопровод со слабоизогнутыми участками; 1 —¦ трубопровод; 2 — промежуточная продольно-подвижная опора; 3 — неподвижная опора; 4 — П-образный компенсатор; 5 — промежуточная или скользящая опора; 5 —шарнирная опора; 7 — свободно-подвижная опора; в — слабоизогнутый., участок (компенсатор)

Рис. 4. Надземная . прокладка отдельных участков магистральных трубопроводов:

Балочные системы:    а    —    однопролетный    трубопровод;    <5    — мно-    •    .

гопролетный трубопровод в обычных грунтах; в — многбпролет-    ;/

ный трубопровод на земляных призмах; г — трубопровод с П    "   

или Г-образным компенсатором. Арочные системы:    д    ~    одно

трубный переход по круговой или параболической форме очертания оси; е — треугольный; ас — трапецеидальный. Висячие системы: з— вантовый переход; и — гибкий переход; к~ самонесущий переход

III типа, а также на переходах через естественные и искусст-.. ¦венные препятствия. При надземной прокладке сводится к ми-: нимуму объем земляных работ, отпадает необходимость в доро-' гостоящей пригрузке и в устройстве защиты от почвенной коррозии и блуждающих токов. Однако надземная укладка имеет недостатки: загроможденпость территории, устройство опор,

специальных проездов для техники и миграции животных и '^значительная подверженность трубопровода суточному и сезонному колебаниям температуры, что требует принятия.специальных мер.

Разделение трассы магистрального трубопровода по категориям

Магистральные трубопроводы проходят по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают • водные преграды, автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередач, линии связи и т. д. Поэтому в зависимости от условий работы трубопровода, а также для безопасности расположенных вблизи трассы объектов согласно СНиП II-45—75 линейная часть и отдельные участки магистральных. трубопроводов подразделяются на пять категорий— В, I, II, III и IV. В- каждой категории предъявляются определенные требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия. Катего-рийность линейной части магистральных трубопроводов и их участков зависит от вида транспортируемого продукта и условного диаметра трубопровода.

§ 2. Расчет технологических параметров нефтепроводов и нефтепродуктопроводов

Технологический расчет трубопроводов, по которым перекачиваются нефть и нефтепродукты, имеющие постоянную темпе-' ратуру по длине всего трубопровода, включает:

определение оптимальных параметров-—диаметра трубопровода, давления на нефтеперекачивающих станциях и числа насосных станций; расстановку насосных станций вдоль фиксированной трассы трубопровода; определение режимов перекачки.

Гидравлический расчет трубопровода при изотермическом режиме перекачки выполняют по основным формулам, устанавливающим взаимосвязь между перечисленными факторами [7, 16].

Пропускная способность нефтепровода . (Q— объемная или G—массовая) является основной исходной величиной для гидравлического расчета

где р2о — плотность нефтепродукта при 20° С; — температурная поправка,

(1-4)


?>в = -1/ —•    .    'Шш::

у ЯУср    :......

. Имея заданную пропускную способность трубопровода.;Ж• -приняв среднюю скорость ориентировочно равной 1—2- м/счГ.’ -можно выбрать рациональный диаметр трубопровода [1] ко ;"торый в последующем оптимизируется с учетом не только всех ... технических “параметров, но и экономической эффективности .. “Всей системы трубопровода. Потери напора от трения жидкости: ~'hr по длине трубопровода определяются по формуле Дарси — Вейсбаха    •

^    hr    —Я.П)    :-    :.    (1;6)' ’

: :.    ! л, 2g    [    '

где Ятр — коэффициент гидравлического сопротивления^;.L.Ч-.. ¦длина трубопровода; g — ускорение свободного падения"- (g~ :

- — 9,81 м/с2).    ,

Гидравлически" режим течения жидкости по трубопроводу при заданных nibи;. гкной способности П длине L и' Внутреннем диаметре D- трубопровода характеризуется числом ' Рейнольдса    ¦    "vf•.’•

Re = vDa = 4Q =    =    40    -t    '    ..... 'v (17)

v :il >,,v :rD,,u ftDBu    ¦

где v, (j, — соответственно кинематический и динамический коэффициент вязкости нефтепродукта.

При ламинарном течении А.Т|) определяется по формуле Стокса

ч,--?-    

Ламинарный режим сохраняется до Re«2320, при, 2320.< ;<RerS2800 существует так называемый переходный режим. Ко-эффициент Хтр при этом можно определять по формуле

Хтр ='(0,16Re— 13)    1    (1-9)

При турбулентном режиме течения (Re>2800) коэффициент Ятр можно определить по формулам, приведенным в [1]. -

Гидравлический уклон i есть, потеря напора на трение на единицу длины трубопровода

к. = ii?. J±_ = в Q2~nivm > ¦Da 2^ Р

Р-*та-.    (1-Ю)


где т — коэффициент, характеризующий режим течения (для ламинарного режима m—' 1, для переходного режима т~0,25, для'турбулентного режима т — 0).

Если трубопровод имеет параллельно действующую нитку , (трубопровод — лупинг), то гидравлический уклон на участке установки лупинга

(1Л1)

/ D \ —

1 + (^)2 m

где i — гидравлический уклон трубопровода без лупинга; DS1 — диаметр лупинга; DB — диаметр основной магистрали.

Для трубопровода, имеющего вставку другого диаметра DBo. гидравлический уклон

' ^ = 0-12)

где г—гидравлический уклон основного трубопровода.

Суммарный расход на сдвоенном участке равен расходу в одиночном трубопроводе

'Q = Qn + Q*>    (1-13)

где Q — расход в одиночном трубопроводе; фл — расход в лу-пинге,

¦ -......(1Л4)

Dn

QM — расход в основной магистрали на сдвоенном участке,

<3=-ГТО"    (1Л5)

1 + ("57 У

Потери напора в трубопроводе с лупингом длиной лгл и диаметром Dji определяются по формуле'

Нг = t (Z> Xjj)    =    i    [L.    ¦    (1    о)    хл3,    (1*16)

. Если iDj[ — Dn, то при ламинарном течении со = 0,5; при турбулентном течении в зоне гидравлически гладких труб w="0,296; в зоне квадратичного закона сопротивления ©==0,25. г- .;.

.где |м.скоэффициент местного сопротивления. Для маги-

¦    астральных трубопроводов потери напора в местных соиротивле-

¦    ч’ниях незначительны и их принимают равными 1—2% от потерь

на трепне.    .    Г,Z'

' Полные потери напора в трубопроводе    ,

H=hr+hu + AZ, ¦    (1.20)

Ггде AZ = Z2Z[\ Zi и Z2 — геодезические отметки начала и кон-'-' , да трубопровода.

.    ; Число насосных станций вдоль фиксированной трассЫ; тру-

'бопровода определяется следующим образом:. ' 'Г .:

Пя.о = -тг-'    (1-21)

ст    •    Г.:!

1 'где

i


~ , (1.22)

р t

[р] — допускаемое давление для труб с толщиной стенки .6. ..

Определив 1-нд; .'.1::.'1нческий уклон в трубопроводе по (1.10) или (1.11), форму.:у (1.21) можно представить в виде :......

<h, c =    (1.23)

*ст    -    •

Расчетное число насосных станций лн.о. как правило, получается дробным и может быть округлено как в сторону .большего числа «н'с , так и в сторону меньшего л"_0 . При округлении числа станций в сторону увеличения изменяется Q. Увеличение расхода подсчитывается по формуле

Q' = Q(-^Y^\    (1.-24)

\ «и.о. }

При округлении числа станций в сторону уменьшения для ¦•обеспечения заданной пропускной способности Q предусматривают лупинг длиной хл

(1.25)

1 — *Л

В случае применения вставки большего диаметра существует аналогичная формула, в которой вместо хп и 1Л следует /принимать хвс и iB0, Гидравлические уклоны /л и г'вс определя-.ются по формулам (1.11), (1.12).

§ 3. Подбор насосно-силового оборудования

Нормальный ряд. центробежных насосов для магистральных шефтепродуктопроводов приведен на рис. 5,- При подборе насосов необходимо делать пересчет характеристик с воды на неф-

Рис. 5. Нормальный ряд центробежных насосов для магистральных нефтепродуктопрбводов

тепродукты, так как кривые Q—Н характеризуют работу насосов на воде. Для получения требуемой подачи и, напора довольно часто прибегают к обточке рабочих колес н;асосов или подбору сменных колес и сменных роторов.

Необходимую степень обточки рабочего колеса определяют зло соотношению

^2 f h*

тч-Утс-    <‘-26>

где D2 и ?V-—внешний диаметр’-рабочего колеса соответственно до обточки и после нее; hmi и h'm — напор, развиваемый од-

ним основным насосом при расчетной производительности;соответственно до обточки и после нее.    •

Необходимая мощность двигателя привода к насосу опреде^ ляется по формулам

Л^дв = МнР^ (Л, с) или А/ДВ = М|Р^ (кВт), (1.27),

/ ОТ)п    IU^T]n    .    '"

где QH—подача насоса; Я„—манор, развиваемый насосом;/ ¦р< ^ плотность перекачиваемой жидкости; k3 — коэффициент-запаса, принимается в пределах 1,05—2 в зависимости от: мощности двигателя; г|— полный КПД насосно-силовой устанЬвкщ. равный произведению КПД насоса н передачи. ; •'¦.    Tr~:rr    -v-7

-Пример. По трубопроводу длиной L = 92 км и'диаметрст Du=1020 мм перекачивается нефть плотностью рг = 895 кг/м3 го вязкостью у —0.425• 10~4 м2/с в количестве G — 52 млн. т/год.... Конечная точка выше начальной (AZ = 20 м). Определить; потери напора на трение и давление, развиваемое насосами,-.еслш давление в конце трассы должно быть не ниже рк=2 кгс./см2.. Подобрать насосы для перекачки иефти. ¦ .¦ .    .    . д. д

;':й.;'По сортаменту (см. табл. 5) находим, что трубы '¦==1020 мм имеют толщину стенки от 9,5 до 14 мм. Выбираем . толщину стенки трубы 6 = 10 мм. Тогда внутренний ¦диаметр' .трубопровода будет Д;—1000 мм; ап>Б7 кгс/мм2 и

— 3310 кгс/см2 (см. гл. 3, § 10).

Находим секундный расход нефти и скорость движения нефти:

п    52-10°    , по1 а/

0 =--•=1,921 м3/с; '

57 550 *

По фои.муле Да. .-и--Вейсбаха (1.6) вычисляем потери на трение

Принимаем потери на местные сопротивления в размере 2% от потерь на трение;' тогда напор, требуемый на преодоление полных потерь по (1.20), будет равен

Н 1,02 ¦ 572,3 + 20 = -603,7 м.

¦ По каталогу подбираем насос НМ 7000—210, который при подаче 7000 м3/ч развивает напор 210 м. Устанавливаем три насоса, работающих последовательно, что обеспечивает перекач-ку заданного количества нефти.

¦ Давление, которое необходимо обеспечить насосами для перекачки по трубопроводу заданного количества нефти, определяем по формуле

ря = 9,83 '10~6Нр, + рк = 9,81 • 10~6 -603,7.895 + 2

(1.28)


— 55 кгс/см2.

Толщина стенки трубы при давлении рн должна быть по <3.42)

6 =-1    -— 0,915 см « 10 мм.

2(3310+1,1-55)

Следовательно, выбранная толщина стенки трубы 10 мм при заданном расходе и рабочем давлении вполне обеспечивает прочность трубопровода.

§ 4- Графоаналитический метод расчета трубопровода, расстановка насосных станций, лупингов, вставок

Размещение насосных станций (НС), лупингов и вставок производится графически по методу Шухова. Решение задачи осуществляется следующим образом [1].

1. Исследуют профиль трассы трубопровода для определения на нем перевальных точек. Для этого рассчитывают гидравлический уклон по (1.10) и строят линию этого уклона OOi (рис. 6). Это построение выполняется до тех пор, пока одна

Рис. 6. Построение линии гндравлн- Рис. 7. Схема определения псрс-ческого уклона    палыюй    точки

Рис. 8. Схема расстановки це-: лого числа насосных станций


= 3.


п,


я. с


из линий не коснется в каком-либо сечении профиля'. Точка П на рис. 7 называется перевальной точкой. Расстояние от начала трубопровода до этой точки называют расчетной длиной трубопровода, так как движение нефти за перевальной точкой'

осуществляется самотеком

2. Определив. перевальную точку, на расчетной . длине..'тру-' бопровода Lv (рис.. 8): процзво-.. дят расстановку НС. В • случае ? целого числа НС, например.^ёсли^ на рис. 8 AOi = 1843,5. м, а ..дав.-, лепнс, развиваемое одной НС с трс а'л насосами НМ 7000—-210, равно 55 кгс/см2 (см. § 3 настоя-.. щеп главы), то по (1.22) '

55-101    г... -    т.:-:1:.

- 614,5 М ¦


Нсг

01    895

и число НС по (1.21)


1843,3

614,5


"Отложив по вертикали от точки А три отрезка, равные #ьт, проводят через точки 1 и 2 прямые с уклоном

0,0204-2,446'2


0,00622,


1.2-9,81


параллельные линии 0}П.    ...

' ,Точки пересечения линий гидравлического уклона .с профи-, лем В и С будут возможными местами расстановки,,промежуточных насосных станций. .

и- -.3. „Число станций /г,,.с чаще оказывается неполным, и его' уменьшают до целого, компенсируя недостающий ! напор, прокладкой лупинга. или вставкой большого диаметра. На рис. 9 изображен профиль, на котором по (1.21) должно'быть больше трех, но меньше четырех станций. Чтобы линия гидравлического уклона проведенная из точки 3, достигла перевальной точки, строим, параллелограмм гидравлических уклонов 33"п3'. Лнция ЗЗ'П. характеризует падение напора для случая,, когда Йупйнр установлен на перегоне за ПНС2. Если лупинг размё-гтйь- на начальном участке, то линия напора будет иметь вид

зз'п.

4. Лупинг или вставку можно применить в любом месте ^счётной длины тра^-’ь:, разбив его на части и размещая в различных местах тр    Это обеспечивает свободу выбора'

фстоположспня , мае''    станции. Решен''-' осуществляется

'рафическн, лето.иг-


Рис. 9. Схема расстановки насосных станций и размещения лупингов


Рис. 10, Совмещенный график. , Q—H для трубопровода и насосных станций


5. Для определения действительного режима работы трубопровода (фактического расхода) строится совмещенный график Q—H для-трубопровода и насосной станции (рис. 10). Точка пересечения а характеристик насосной станции и трубопровода называется рабочей точкой. Она должна находиться в области максимального КПД насосов. Это достигается варьированием диаметров трубопроводов и устройством лупингов.

Пример. Сделать расстановку НС по трассе, профиль которой изображен на рис. 11, расчетная длина составляет 470 км (остальные исходные данные взять из предыдущего примера).

Определяем потери напора в трубопроводе: потери на трение hr=iLp=0,00622• 470 — 2923,4 м; потери на местные сопротивления примем равными 2%< от потерь на трение /iM = = 2923,4-0,02=58,5 м. Тогда общие потери напора с учетом разности нивелирных отметок

Н = 2923,4 -f- 58,5 + 20 = 3003,9 м.

Необходимое число насосных станций

3001,9

4,9,


614,5

принимаем пять насосных ст&нций (п'а 0 — 5),

Процедура расстановки НС в этом случае будет производиться аналогично описанной выше, но станции будут работать при пониженном ' напоре

;v

ь

. Фактическая производительность определяется по форму <1.24)    ¦.

Q' = 1,921 /-~)°,5G = 1,942 м3/с.    ‘    :7 -- -¦

т. е. примерно на одни процент фактическая производитель- '. яость больше расчетной.

Рис, 11. Схема расстановки насосных станций по трассе


Округлим расчетное число станций в меньшую сторону, т. е. яримем п" с= 4. В этом случае суммарного напора недостаточно для компенсации гидравлических потерь, в трубопроводе. Уменьшим гидравлическое сопротивление с помощью лупйнга, приняв его диаметр равным диаметру основной магистрали. . •/ При турбулентном режиме течения (т = 0,25)

х„ ~ 614,5-iiini—— = 126 300 м = 126,3 км.

0,00622 — 0,00184

¦ Размещение насосных, станций и лупингов вдоль трассы производим графическим способом. Откладываем в масштабе-высот отрезок ОМ (см. рис. 11), представляющий собой суммарный напор четырех станций. В точках М п.В строим параллелограмм гидравлических уклонов, стороны которых параллельны сторонам треугольников гидравлических уклонов kt и tit (верхний угол на рис. 11). Отрезок ОМ делим на четыре равные части по числу станций, и из точек деления строим подоб ные параллелограммы со сторонами, параллельными первому. .Точки пересечения сторон параллелограммов"определяют зоны: расположения станций аа\\ bbiссх.

По условиям строительства вторую насосную станцию располагаем на 135 км. Лупинг, протяженностью 85 км, тп, располагаем в конце первого перегона и в начале второго с целью* снижения давления в конце и преодоления перевала в начале-.перегона. Третью станцию-устанавливаем на 245 км. Лупинг протяженностью 25 км, de, на третьем перегоне устанавливаем в середине для преодоления перевала. Четвертую станцию размещаем на 380 км. Остаток лупинга 16,3 км, kl, размещаем в конце последнего перегона, что позволит уменьшить внутреннее давление в трубопроводе. Всё построения на рис. 11 выполнены без учета подпорных насосов.

§ 5. Гидравлический расчет газопроводов, расстановка компрессорных станций

Магистральный газопровод, имеет ряд отличительных особенностей в сравнении с нефтепроводами, которые характеризуются свойствами перекачиваемого газа, а именно сжимаемостью газа, изменением его температуры при сжатии. Расчет магистрального газопровода,, по которому перекачивается газ или' смесь газов, включает решение следующих основных вопросов: обработка первичных данных, пользуясь основными законами и формулами термодинамики для смеси газов; определение ¦ ¦расчетной пропускной способности газопровода; выбор типа машин и их числа; определение средних параметров перекачки газа; ¦ гидравлический расчет газопровода; выбор оптимального диаметра газопровода.

Природные газы всегда состоят из смеси газов, главную долю которой обычно составляет метан. Свойства смеси газов определяют по характеристикам индивидуальных составляющих.

Относительная молекулярная масса смеси

где Mh . М2, .... Мп — относительные, молекулярные ’массы’ компонентов; ух, г/2, Ун — мольные (объемные) концентрации компонентов в долях единицы.

Плотность смеси газов    .....

Рем — —^tL- ,    (1.30)

с 22,41    ...    '

где Мсм — молярная масса смеси, численно равная относительной молекулярной массе.

Относительная плотность смеси по воздуху

Дв = -^.    (1.31)

Рп    •    ;¦ V

где рв — плотность сухого воздуха, равная 1,293 кг/м3.

.. Газовая постоянная    смеси    v.

;    >(1-32)

. Динамическая вязкость смеси    ¦ :’2?¦

^м = г/1^1 + М4+ •    •    •    + №.    ••^(ЬЗЗ);

где fX|, |.t2, ..., (хп — вязкость отдельных компонентов.' .1.;:

Критические параметры смеси (температура и давление) определяются аналогичным образом:    .Г-""""'

^кр.ом — yj'm- +    крг +    •    •    • + УпТ.щп, ¦    ..^Ь34);

Риром /ЛРнр! _!~    УъРкр'>~\~    •    •    ¦ ~h УпРщп' ’..    ;(i-35)

:.тде ТКр|,    Ткр2, ..., Г|фп; ри    Pm..........Рьрп — соответственно-Лри-:

Л'ические температура и давление компонентов смеси.

*¦?. При технических расчетах объем газа приводят-тс нормаль-’ •ным условиям (/'=0° С и р— 1 кп,7см2) или к стандартным условиям (г! = 20° С н р= 1 кгс/см2).    Г-...’:.    .

Для приведения объемов газа к нормальным или стандартным условиям испольную? форму;::,;

"    '    К    =    vp    —J-    ;    (1,36)

V°'r = Vp YJ~    .    (1-37)

где Fp — объем газа в рабочих условиях;, р, Т— соответственно давление и абсолютная температура в рабочих условиях;’ z — коэффициент сжимаемости в рабочих условиях.

.. Расчетную суточную пропускную способность магистрального газопровода определяют по формуле    .    .    .;

Qr

?оут*¦-s- *    ..    а-38)

365/гн

где Qron — годовая пропускная способность, газопровода; ku — среднегодовой коэффициент неравномерности транспортировки газа (&я=0,85 для газопроводов длиной более 300 км без подземных хранилищ газа и k^= 0,75 для газопроводов длиной менее 300 км).

Зависимость расчетной пропускной способности газопровода (в млн. м3/сут) от параметров газопровода и физических свойств газа выражается следующей формулой:

= 0,326 • 1 О-в DB2 ¦5 ]/    •    О    -39)


р? -р*

VoyT U|UilU 1 w ~в |/ ХДвгСрГСр2

где /?н и рк — соответственно начальное и конечное давление ¦<на    участке, кгс/см2; DB — внутренний диаметр    трубопровода,

jmm;    Я —полный коэффициент гидравлического    сопротивления;

Тср — средняя по длине газопровода температура транспортируемого газа, К; z0p — средний'коэффициент сжимаемости газа; ./¦-—.длина участка газопровода, км.

Режим течения газа по трубопроводу определяется из со-. отношения

<7пер = 0,4 Db2-5-E™    (1.40)

где    ^дер—.условная (пересчитанная) величина,    сравниваемая

¦с.. суточной пропускной способностью газопровода. Если q0Tt< <<?дер. то режим течения газа переходный, если <70уг><7пер, то режим течения газа квадратичный.

•Коэффициент гидравлического сопротивления при течении газа по трубопроводу определяется по обобщенной формуле

^"°'067 (-ЙГ + хГ' ,    (1-41)

где :k3 — эквивалентная шероховатость труб (экспериментами установлено, что в среднем. fea = 0,03 мм); Re — число Рей-лольдса,

Re_= j    •    (1.42)

Ном    ?>вЦсм

При квадратичном режиме течения А,тр не зависит от Re и •является функцией относительной шероховатости, поэтому, приняв 0,03, имеем

Хтр = 0,067 (-|^У’2=-°^-.    (1.43)

При переходном режиме течения Хтр определяется по формуле (1.41).

С учетом усредненных местных сопротивлений по трассе га-

зоп?овода полный коэффициент гидравлического сопротивления А принимается на 5% выше Ятр:

Я=1,05Ц,.    (1.44)

Физические параметры газа, необходимые для гидравлического, расчета, определяются при средних (по длине расчетного:

участка) давлении и температуре газа.    ........

'Средняя температура газа по длине расчетного участка определяется по формуле

' *-о


(1.45)'


-ер


62,6 kDnt


^сут^р10"


где /о —средняя температура грунта на глубине заложения газопровода;.^— температура газа в начале газопровода; к — коэффициент теплопередачи от газа к грунту (для сухого пескв-&=1' ккал/м2-ч-°С, для влажного песка k—Ъ ккал/м2-.ч-°Сг цля сырой глины А — 1,35 ккал/м2•ч-0С, при отсутствии данных/ о характере и влажности грунта по трассе газопровода ориентировочно принимают ?=1,5 ккал/м?-ч-°С).    '¦    ',Г';.

'Среднее давление газа вдоль трассы трубопровода А.а

„ I Рч “Ь . 3 \ Рп -!-

(1.46)


Рк


где ря, р,; — давление газа соответственно в начале и конце: трубопровода.

'Для увеличения пропускной способности газопроводу уклаг дывается параллельная нитка (лупппг). Длина лупинга, хл заданного диаметра определяется по следующей формуле;

Qa

(1>47)

I


D„. А,

1 +


где Qo, Doсоответственно расход газа и диаметр газопровода до'прокладки лупинга; Q — расход 'газа после прокладки лу-пйнга; Dл — диаметр лупинга.

Расчетное число промежуточных компрессорных станций определяется из выражения

«I,c = i~.    (1.48)

где L— полная длина газопровода; /н.с— длина промежуточных перегонов; 1П—длина последнего участка газопровода.

Длина промежуточных перегонов (расстояние между компрессорными станциями) определится: для квадратичного режима

(ADI*)*

¦Pi

р1 ¦


(1.49)

Лв Т

в'сргср


'сут

для переходного режима

{A'Dl-y pl-pl

(1.50)


к

^'ДвТ’ср2ср

о2 -'сут


где /к.о — расчетное расстояние между компрессорными станциями; А —1,67-10~6агср?д (при квадратичном режиме течения газа); А'=0,33'2-10-ваг{р?д(при переходном режиме); агкоэффициент, учитывающий отклонение режима течения газа от квадратичного; <р — коэффициент, учитывающий наличие в газопроводе . подкладных колец; Е3— коэффициент эффективности, учитывающий техническое состояние газопровода, влияющее на •его гидравлическое сопротивление.

Пример. Определить свойства смеси газов, состав и характеристика которых приведены в табл. 1.

Таблица 1

Сводные данные расчетных параметров газа

Компоненты

1 ¦

| Химическая формула

Молекулярный ' состав у, %

Молярная масса М., кг/моль

Динамическая вязкость ц, Н-с

Критическая/тем-пературз TRp. К

Критическое дав-ление ркр, кгс/см2

Плотность р, кг/м3

Теплоемкость с , р

ккалУ(кг-К)

•Метан

СН4 '

85,8

16

103

Г0~7

181

45,8

0,7168

0,5172

Этан

Сгнв

5,4

¦30

86,03

10-’

305.4

48,2

1,344

0,3934

Пропан

С3н8

4,86

44

75,05

10-7

368,8

49,4

1,967

0,3701

Бутан

с4н10

0,03

¦ 58 '

69,06

10-'

425

34,9

2,598

——1

Пентан

с6н12

0,09

72

61,99

10-’

470

32,3

3,221

-

.Двуокись

¦углерода

CCV

О.,53

44

138,03

10—7

134,1

36,2

1,9768

0,1946

¦Азот и редкие газы

3,3,

28

166,08-

10—-’

126

34,6

1,2505

0,2482

100,0 .

Определим относительную среднюю молярную массу •смеси

Мсм = 16-0,858 + 30-0,054 + 44-0,0485 + 58-0,0003 +

+ 72-0,0009 + 44-0,0053 + 28-0,033 =* 18,721 кг/моль.

Газовая постоянная смеси

Я = .....8300 ¦ = 443,352.

18,721

...Динамическая вязкость смеси (1 - 103 • 1 о-7 • 0,858 + 86,03 • 10~7.0,054 + 75,05 • 10~7 • 0,0485 -j-, -У 69,06-10~7 - 0,0003 + 61,99-10—7 - 0,0009 + 138,03 • 10—7 • 0,0053 Н-+ 166,08-10-7-0,033 = 10,5-10-7 кгс-сМ.

: Средняя теплоемкость смеси    Г    ’¦

ср.ом = 0,5172.0,858 + 0,3934-0,054 + 0,3701 -0,0485. +

+ 0,1946-0,0053 + 0,2482-0,033 = 0,492 ккал/кг-К.

Критическая температура смеси ^нр.ом ^ 181 -0,858 + 305,4-0,054 + 368,8-0,0485 + 425,0-0,0003'If- . + 470 - 0,0009 + 134,1 • 0,0053 + 126 • 0,033 = 195,096 К.

- Критическое давление смеси    ¦    ¦

^кр.см — 45,8 • 0,858 -|- 48,2 ¦ 0,054 + 49,4 • 0,0485 + 34,9-0,0003 + : ..

.;+ 32,3-0,0009 + 36,2-0,0053 + 34,6-0,033 = 45,668 кгс/см2. _ ¦

П р и м е р. Годовая пропускная способность газопровода Qr№pH 200 млн. м3 в год; начальное давление на¦ : участке-75:;кгс/см2, конечное давление 50 кгс/см2; диаметр газопровода Di;== 1020 мм; толщина стенки трубы 6=14 мм; длина участка газопровода 620 км; начальная и конечная нивелировочные отметки газопровода не превышают 150 м. Температура .газа-пос-че’КС /H=50°C. Средняя температур,-i грунта t0~3° С. Коэффициент теплопередачи от газа к грунту ?=1,5 ккал/.(..м2• ч• °С). •' Эцределить параметры перекачки газа, число перекачивающие :танций и расстояние между ними.

Исходные данные о свойствах газ л приведены в предыдущем аримере.

-Расчетную суточную пропускную способность газопровода | определим по формуле (1.38).

11200    оГ.    .    о,

Qcw ~-----—36,1 млн. м3/сут.

¦- f -¦•;_¦'¦ ". " :._.

Определим физические параметры газа, необходимые для гидравлического расчета (среднюю    температуру перекачки    газа

и    среднее    давление газа по длине    газопровода), по    формулам

<1.45) и (1.46): ч.

36,1-0,646-0,492-10е

= 12,1 °С;

Тср = 273,15 + 12,1    = 285,25 К;

^ -1 (76 +    -63'33 ,<ГС/А

Рис. 12. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа от давления в приведенных условиях

Для определения коэффициента сжимаемости г определим приведенные параметры (температуру и давление). Приведенными параметрами называются отношения рабочих параметров, к критическим:

rDp Лф 45,6Ьй    •    ;

Зная Тцр и рщь по номограмме [16] (рис. 12) определяем 2ор=0,82.

Определим режим течения газа по трубопроводу .....

оде„ — 0,4 • 9922'5 105' —-= 20,15 млн. м3/сут,

169

принимаем число станций п'к,с = 4, то1-да

/ 620 ,_г /кх = — == 1й5 км.

4

Из формулы (1.49) определим давление в конце газопровод да, подставляя новое значение перегона 1'кл между компрес-. ‘сорными станциями,    ¦    <Г

(A-Dyy

7R2    0,646-285,1.0,82-36, l3-155 rn e ¦•.. , „

76--= 62,5 КГС/СМ2.    .

По значениям pit и рк определяем степень сжатия газа

е = -?&- =1,428.

Рк 52,5

.По каталогу подбираем центробежный нагнетатель Н-16-76/1.44 с приводом от ГТИ-16 мощностью 16 МВт.

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ ТРАСС МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

§ 6. Определение области поиска оптимальной трассы

Задача выбора оптимальной трассы магистрального трубопровода в общем виде формулируется следующим образом: на местности рассматривается некоторая область G, включающая точки А и В, которые должны быть соединены трубопроводом (рис. 13). В каждой точке области определено значение критерия оптимальности (например, стоимость строительства трубопровода). В области G существует множество различных путей, соединяющих точки А и В. Каждому- пути соответствует определенное значение критерия оптимальности W. Требуется из -всех существующих путей выбрать путь с экстремальным значением критерия (т. е. в -нашем случае с наименьшей стоимостью строительства трубопровода).

Область G, в которой осуществляется поиск оптимальной трассы, называется иногда областью развития линии трубопровода. Она должна быть .такой, чтобы в ней обязательно находилась оптимальная трасса,' а за ее пределами любая трасса -была бы заведомо худшей. Кроме того, размеры области должны быть минимально необходимыми для уменьшения объема .исходной информации.

Как показывает опыт проектирования и строительства трубопроводов, фактическая длина магистрального трубопровода, как правило, больше длины геодезической прямой, соединяющей начальную и конечную точки трассы, так как при трассировании линии трубопровода необходимо обходить различные препятствия. Отклонение от прямой будет тем значительней, •чем больше встречается препятствий и чем выше стоимость их преодоления. Отклонение характеризуется коэффициентом развития линии трубопровода [5]

где ?ф — фактическая длина трубопровода; /0 — длина геодезической прямой между А и В.

По результатам статистической оценки коэффициентов развития построенных трубопроводов было установлено, что для трубопроводов, проложенных в равнинной местности, значения коэффициентов развития не превышают 1,05; для среднепересеченной болотистой местности они находятся в пределах 1,03f~ 1,24; для сильнопересеченной с большим числом естественных и искусственных препятствий — в пределах 1,16—1,4.

Коэффициент развития можно также определить из следую* щего соотношения [1]:    ..„.''Z'J

Рис. 13. Область поиска он;имальной трассы трубо-прогюдя    .¦    '

где ш0 — стоимость строительства трубопровода вдоль геодезической прямой; до,,— стоимость строительства 1 км трубопровод; да/в нормальных условиях.

Если задан максимальный коэффициент развития лшши.тру-ёОцровода (&ртах) для рассматриваемого района прохождения трассы, то тем самым вводится жесткое ограничение на поло* жёние границы области прокладки    -

А» < Кшх/0.    (2-3).

. Все возможные трассы, удовлетворяющие этому условию,' должны быть заключены внутри кривой линии,, каждая точка которой удалена от начального н конечного пунктов трубопровода на расстояния, дающие в сумме kvk. Такой кривой является эллипс с фокусами в точках А и В (см. рис. 13), малая ось'Которого

;    b = kVf4^T    (2.4)

Из определенной таким образом теоретической области поиска необходимо исключить заведомо неоптимальные и запретные зоны (на рис. 13 они заштрихованы).

Пример. На рис. 14 изображен район прохождения будущей трасеы магистрального трубопровода, в котором встречаются четыре зоны различного вида препятствий. В нормальных условиях стоимость прокладки трубопровода wH = 50 тыс. руб/км; при пересечении препятствий I¦вида,шх=65 тыс. руб/км;

II вида дац=55 тыс. руб/км; III вида re>m = 60 тыс. руб/км и

IV вида Ш1у = 70 тыс. руб/км. Длина геодезической прямой АВ

Рис. 14. К примеру определения области поиска оптимальной трассы

<?о = 200 км, она пересекает зону препятствий I вида на участке длиной lj — 20 км; II вида 1ц = 40 км; III вида ~70 км и

IV вида hv = 30 км.

Стоимость строительства трубопровода на геодезической прямой будет составлять w^== wili + wntn+wmlm + wivliv +wuX (lo—h—ln—lm—hv) = 65-'20 + 55-40 + 60-70 + 70-30 + 50(200— —20—40—70—30) — 11 800 тыс. руб.

Коэффициент развйтия подсчитываем по формуле (2.2)

11 800 50.200

1,18.


Ширину области поиска определяем по формуле (2.4), принимая в качестве максимального значения коэффициента развития ftp max = 1,18,

6 = 200 Т/1,182— 1 = 125,3 км.

На рис. 14 построена получившаяся теоретическая область поиска оптимальной трассы трубопровода.

:, ,    § 7. Исходная информация для определения

оптимальной трассы


Ввиду того, что практически трудно выразить изменение критерия оптимальности по всей области поиска оптимальной трассы в виде непрерывной функциональной зависимости от ко-, •ординат текущей точки (хотя такие попытки и делались), большинство задач о выборе оптимальной трассы формулируются-как задачи о поиске «кратчайшего пути» на сети. При этом-бесконечное множество возможных трасс в непрерывной области, развития заменяется конечным множеством фиксированных на-

. .!/ ' 4

73

2е

39

;/\йХГ

»йХГ

Щ><

х/ 9 \

/35\

7бХГ

^йХГ

47

/31\

'<ф

*ч><.

/ и \.


¦3

- у4 if

Z% j5r.

JvAij) г”" ivv —1 k.'-'

.¦73 &

:’Рйс. !5. Сетки, применяемые для выбора оптимальных трасс магистральных трубопроигипт:

¦ а — прямоугольная с диагоналями: б — прямоугольная с диагоналям» йез вертикалей; а — прямоугольная Гч-з диагоналей; ~ днлг.шальнаи; 9 — произвольного вида; ----— оптимальная I'fuu-ca


-Л!

г г», '?:¦ ^ Г

г.'‘-

3i Г ¦

, JSj №.. ¦

’Г. ?•’ ¦ v>* ~ ¦

-г

.....здД* У

". ’*•


местности допустимых путей, состоящих из дуг сети (узлом сети называется точка, в которой сходятся два и более линей-ных элементов сети; дугой называется линия, соединяющая два узла).

В практике оптимального проектирования сеть для выбора трассы наносится на топографические карты' или аэрофотоснимки. Конфигурация сети выбирается в зависимости от размеров--'области развития (длины и ширины области), масштаба топографических карт несложности условий местности района строительства. Наиболее простые формы сетей — прямоугольные различного вида (рис. 15, а—е) строятся без учета слож-. ности топографических условий и применяются в основном для: -равнинной и среднепересеченной местности. Бояее сложные сети.

' произвольного вида (рис. 15, д) наносятся на карты, учитывая, возможности' обхода или удобного пересечения различных препятствий, с привлечением для этого квалифицированных специалистов и рекомендуются ' в условиях сильно пересеченной1 местности. В любом случае1 ориентация сети выбирается таким образом, чтобы абсцисса начальной точки трассы была меньше-абсциссы конечной 'точки. Нумерация дуг сети пока'зана на рис. 15. !

В состав исходной информации для расчета оптимальной' трассы входят три группы данных: исходные данные о местности, пересекаемой' дугами сети; удельные стоимостные показатели для формирования критерия оптимальности; расчетные па-, раметры. ..

Рис. 16. К прпмеру снятия исходной информации с местности


Информация первой группы содержит сведения

о природно-климатических условиях, местности для строительства трубопровода по всем дугам сети. При этом каждая дуга рассматривается как последовательность различных участков местности, каждому из которых соответствует определенная категория в классиг фикации местности [1], и протяженность, замеряемая по карте на прямолинейных дугах измерительной линейкой, а на криволинейных — по показанию курвиметра.

Направление съемки информации по дуге принято слева направо для горизонтальных н диагональных дуг и

^-снизу вверх для вертикальных дуг. Информация по дугам' должна располагаться согласно их нумерации.

Прим едем и '¦¦¦:ч"сгве примера запись исходной информаций для двух диагон 'Л'-.чых дуг сети (рис. 16). При этом-каждый участок местное-.» >>одируется пятисим- "ы-шй записыр::;в деся--тичнон системе исчисления и заносится в специальный: бланк. Первые три символа, включая символ «,» (запятая), пр.едстаё-" ляют собой протяженность участка, последующие два-, символа ' ' -соответствуют номеру категории рассматриваемого участка, оп-.ределяемого по эталону. Недостающие символы- в каждой . • -смысловой части дополняются слева нулями. Информация, относящаяся к одной дуге, начинается с разделителя «--•» (ми-®УС) •    v:

Пероая

диагональ

Вторая

диагональ

—2,9

40

—3,2

39

0,7

08

0,3

17

0,1

15

1,0

03 .

0,8

03

1,3

39

1.5

39

0,3

03

0,1

03

0,6

37

0,6

37

0,4

03

0,1

03

1,3

45

0,4

37

0,2

57

2„0

21

0,5

55

0,4

03

1,8

46

1,3

39

•• Информация второй группы представляет собой стоимости;-..прокладки единицы длины трубопровода заданного диаметра-:; в различных условиях местности по классификации из [1]. Они-определяются по ЕНиРам, ЕРЕРам, прейскурантам, ведомственным нормам, а также по выполненным ранее аналогичным-^.сметно-финансовым расчетам.

К расчетным параметрам — информации третьей группы; от-носятся данные о виде и размерах сети, координатах начальной-::: т конечной точек трассы, масштабе топографических карт и т. д;:;"

§ 8. Выбор оптимальной трассы методом динамического программирования

Для выбора оптимальной трассы трубопровода между двумя .. точками по одному критерию в настоящее время используются алгоритмы Веллмана. Ли, ускоренного поиска и последователь-, ного анализа вариантов.

Покажем, как осуществляется процесс поиска оптимальной трассы [1] для сети, конфигурання которой и нумерация дуг изображены на рис. 15, в. Значения критерия w для каждой дуги сети определены заранее, г, нрписдены в табл. 2. Поиск -оптимальной трассы осуществляется путем оформления двух

Номер дуги.

И)

Номер

ДУГ»

W

Номер

дуги

ш

Номер

Дуги

ю

1

5,1

11

6,2

20

2,8

30

а,8

2

2,6

12

8,9

121

8,5 .

31

0,8

3

а,е

13

9,3

22i

1,2

¦' '32

8,3

4

0,3

14

4,4

23

5,7

133

5,4

Б

4,7

.15

7,8

24

7,0

34

9,5'

6

5',4

36

7,9

25

7,7'

В5

1.5

!7

5,7

171

9.5

26

0,9

36

5,1

а

2,7

18

6,6

27

4,2

13.7

9,1

9

9,1.

'19

5,7

128

6,0

эа

8,7

10

2,4

20 '

3,4

списков и я v, в которые помещаются координаты узловых точек сети хну, значения критерия для пробного пути и направление входа в этот узел 0 (рис. 17). В первый список и заносятся характеристики концевой точки наиболее . перспективного на данном шаге пробного пути. Во втором списке, о записываются характеристики концевых точек пробных путей, образующихся ¦при .надстройке рассматриваемого пробного пути на одну дугу сетки. На. первом шаге заносим в список и{1) координаты начальной точки /1(1,1) с w = 0 (направление входа в начальную *гочку безразлично), определяем для соседние узловые точки и с соответствующими характеристиками заносим в список t»(l').

в=з!и


9=1/2


Рис. 17. Направления

входа

в узел

¦Список о (1)

х, у

¦ W

9

2,1

5,1

0

1,2

2,6

1/4


Список и (1)

х, у .

W

¦ 0

4.1

'0 .

Определяем в у (1) точку с минимальным значением w--— 2,6 и переносим эту .точку (1,2) в список и (2). В список v (2) помещаем все соседние с ней точки и их характеристики. Список и (2)    Список    о    (2)

W

0

ж, у

ш

0

1,1

0

2,1

5,1

0

1,2

2,6

1/4

¦из

11,9

1/4

В результате получаем список и (2) и список v (2):

2 За к. 307

|Г i' На третьем шаге получаем Список и (3)

¦ ¦¦• .' *, у

W

е

.1,1

0

1,2

2,6

1/4 '

5,1

0

X. у

W,

.

,0

2,2

6,2

0 .

1,3

Г1,9'

1/4 .

3,1

7,8

0

2,2

14,2

1/4

Л Из списка v ня чп'-кдом шаге вычеркипаем точки, совпада-' ющие пп коордш!,* ‘-у с перенесенной к ,;исок и точкой,' на имеющей большие .шачения да, например точку (2.2) с ш — 14,2 и 0—1/4 после переноса в список «.(4) точки (2, 2) с ш = 6,2'и

0 = 0.    .. ..

11а четвертом шаге получаем    ,

Список и (4)

Список v (4)

х, у

W

е

•V, у

И)'

0

V 1,1

0

1,3

П,9

.1/4 ' • ;

.: - и

2,6

1/4

3,1

¦7,8

0-

2,1

5,1

0

3,2

8),6

о:

' 2,2

0,2

0

:2„3

12,4

. 1/4 -

Этот процесс продолжается до 24-го шага, когда конечная..,:3 точка трассы В (6,4) не окажется в списке и. ОкончательныйZ:M вид списка и:

Список и (2'1)

'''1г

W-

— *'1' Г


*. у

W

0

X, !/

W

8

1,1

0

_,

.4,4

16,0

1/4

1,2

2,6

1/4

4,2

18,1

0

2,1

5,1

0

в,!

20,2

0

.2.2

6,2

0

4,3

20,9

0

3,1

7,8

0

2/1

21,7 .

¦ 1/4

3,2

8,6

0

.4

21,8

0

1,3

11,9

1/4

25,1

0

2,3

12,4

1/4

25,1

1/4

3,3

15,2

1/4

25,3

.1/4 ' •

4,1

15,6

(1

¦ ‘

27,2

0

5,1

16.8

0

¦ ¦.4

31,1

0

1,4

17,3

1/4

32,6

. 0


По направлениям входа 0 в точки списка и (24) восстанавливаем оптимальную трассу

О    О    1/4    О    1/4    О    О    1/4

8 = 6,4 -+ 6,4    4,4    4,3    3,3-*    3,2    2,2    1,2 ->• 1,1.

значение критерия для которой (оу = 29,3) минимальное. На рис. 15, в оптимальная трасса изображена пунктирной линией.

При использовании для поиска оптимального пути на сети алгоритма ускоренного поиска каждый построенный от начальной точки трассы пробный путь оценивается не истинным значением критерия, а соответствующей ему перспективной оценкой '

Ф (^ав) ~ w (L) 4* Rx.i/>    (2,5)

где cp(Lab) —перспективная оценка значения критерия для всего пути от начальной до конечной точки трассы, содержащего пробный путь L в качестве начального участка; w(L) —критерий для пробного пути L; Rx,y—перспективная оценка оставшегося участка пробного пути от его концевой точки с координатами х, у до конечной точки трассы В (хв, Ув), определяемая как

ХВ-Х    ув

[Rx.y — 2    ai + 2 ^l>    (^-®)

i=1    /=1

где ai и bj — наименьшие значения критерия по дугам в каждом столбце и в каждой строке оставшегося участка сети (от точки с координатами х, у и до точки В) соответственно.

При внесении такого изменения в рассмотренный ранее алгоритм в расчете не будут участвовать пробные пути, не достигшие, конечной точки трассы, перспективная оценка которых превосходит значение критерия для оптимального пути от начальной до конечной точки трассы,

. ф(1лв)    > М)ор1.    (2.7)

Пример. Рассмотрим применение алгоритма ускоренного поиска для выбора оптимальной трассы по сети, изображенной на .рис. 15, в с исходными данными из табл. 2.

Находим наименьшие значения критерия по дугам в каждом столбце (flj) и в каждой строке (bj): для п'ервого столбца, который составляют горизонтальные дуги с абсциссами начальных точек х=1, конечных точек х=2, а(— 3,6; для второго и последующих столбцов <22=2,4; а3 = 5,7; а4 = 0,9; а5=0,8; для лервой строки, которую, составляют вертикальные дуги с ординатами    начальных    точек у= 1,    конечных точек у=2,    = 2,6;

для    второй    строки    Ь2 = 6,2; для    третьей — Ь3 = 2,8.

Для решения используем два списка и и V, На первом, шаге в список и (I) заносим характеристики начальной точки А: ко-

/ординаты (1,1); критерий да —0; перспективную оценку значе-нШ'.;Критерия для всего пути от начальной до конечной, точки трассы

¦    '    Ф(Х,;я)    =~Ri,i    =    ах    + а% + а3 + ай ••• а6 + Ьх + 62 + bs =

#

¦i-


‘у = 3,6+ 2,4+ 5,7+ 0,9+ 0,8+ 2,6 + 6,2 + 2,8 = 25,0.

Список и (1)

у

W

**х, у

ч> ilAB)

0

/ 1,1 •

0

25,0

125,0

—1 .•••

В список о (1) сим характеристики соседних точек:

Список V (1)

х, у

W

Rx, у

Шав)

е

2,1

5,1

2,4+5,7+0,9+0,8+2,6+6,2+2, 8=21,4

26,5

0

1,2

2,6

3,6+2,4+5,7+0,9+0,8+6,2+2,8=22,4

2‘5.0

1/4

' /-'Слу?

’ W.VJrJi

' 'рщ

Определяем в с/(!) точку с минимальным значением перспективной оценки гр (Лдл) и переносим в список и (2)

V.

'-'М^ЛтЯв-^' ¦ ......%


¦ч

"1

‘к

4,

л *


Список и (2)

X, У

W

^Х, V

vHabI

0

¦ ¦ - .’1,1

0

25,0

25,0

!1„2

2,6

22,4

25,0

1/4

Снова заносим в список v (2) характеристики соседних точек к точке (1,2):

Список у (2)

X, IJ

W

Rx, у

ф {Lab)

в

2,1

5,1

21,4

¦26,5

0

2,2

6,2

2,4+5,7+0,9+0,8+6,2+2, 8= 18,8

25,0

0

11,3

11,9

3,С+2,-'Н + 7+0,9+0.й ¦ -:ч.Я• ~ 1G¦,2

28,1

1/4

После 21-го шага список и (21) будет иметь следующий' вид:

Список и (21)

X, у

Rx, у

ф(?-лв)

в

х, у

W

у

ф

0

¦>1,1

0

•25,0

25,0

3,1

7,8

19,0

26,8

О

1,2 .

Я6

22,4

• 25,0

1/4

1,3

11,9

16,2

28,1

1/4 '

2,2

. 6,2

18JB

' 25,0

0

412

18:,1

10,7

28,8

,0

•3,2

«,,6

~"16,4

25,0

0

4,1

16,6

13,3

28,9

0

2,3

12,4

12,6

25,0

1/4

5,1

.16,8

12,,4

29,2

:0

•3,3

' 15,2

10,2

. 25,4

1/4

6,3 '

27;2

2,8

60,0

ъ

4,3

20,9

4,5

25,4

0

1,4

1:7,3

13,4

.30,7

1/4

3,4

18,0 '

7,4

• 25,4

1/4

61,1

20,2

Ц’1,6

¦31,8

,0

5,3

¦21,8

8,6

25,4

0

5',4

31,1

0,8

31,9f

0

2,1

5,1

21,4

26,5

0.

6,4

32,6

0 .

32,6'

0

4,4

25,1

- UJ

26,8

. 1/4

Как видно из приведенных примеров, алгоритм ускоренного поиска позволяет сократить на три шага вычислительный про-

¦ цесс.

Довольно часто приходится решать задачу поиска оптимальной трассы магистрального трубопровода большой протяженности на сетях произвольного вида с помощью алгоритма последовательного анализа вариантов. В этом случае к сетям предъявляются следующие требования: дуги сети в своей совокупности должны содержать все возможные с технической точки зрения варианты прокладки трассы трубопровода; узлы сети должны располагаться в пределах области поиска оптимальной трассы на непересекающихся и не образующих петли «опорных» линиях любой конфигурации; допускается. соединять дугами только узловые точки соседних «опорных» линий. Для выполнения последних "условий допускается до снятия исходной информации вводить в сеть фиктивные узлы.

При расчете по алгоритму последовательного анализа вариантов на каждом шаге надстраиваются на одну дугу все пробные пути, концевые точки которых находились на одной «опорной» линии, в результате надстройки получается множество новых пробных путей, достигающих своими концевыми точками следующей «опорной» линии, и т. д. На каждом шаге из нескольких пробных путей, оканчивающихся-в одно.м'и том же узле сети, выбирается путь с минимальным значением критерия, остальные же отбрасываются как бесперспективные.

Пример. На рис. 15,6 изображена сеть произвольного вида для поиска оптимальной трассы, исходные данные для расчета, приведены В' табл. 3. Перед проведением расчета всю .се.ть разбиваем «опорными» линиями " 'на пять полос (на рис. 15, (5 они обозначены римскими цифрами, .номер полосы со-

Таблица 3 :

'¦;|'.Исходиые данные к примеру поиска оптимальной трассы на рис. 15, д -

¦ '/Номер

Номер

W

Номер

Номер

W

' '’ПОЛОСЫ

дуги

полосы

дуги

..... I ¦

1—1

1,12

1—2

1,83

1—2

1,23

2—1

1,25 . '¦¦

.1—3

1,34

2—2

.. 1,11

;tn - -

]—1

¦U14

3—1

' 1,04

1—2

1,05

3—2

ОДЗ

1—3

¦1,28

4—1-

2,13

1—4

;1j48

4—2

' 2,05

2—1

0,73

IV

1—1

1„61

2—2

0,69

1—2

1,33 •'•

У-; .

2-3

0,95

1—3

'1,48

2—4

1.35

2—1

¦ 1,95

3-1

1,01

2—2 ..

1,25 -¦

1 ¦

3—2

0,94

2—3

• 1„92 ;

3—3

0,87

V

1—1'

1,73

3—4

0,98

2—1

' 0,33

III

1—1

1,50

3—1

1,84'

ответствует номеру '-гр-иичивающей ее справа «опорной»; линии). Узлы на кажд<"'| ^опорной» линии нумеруются по порядку снизу BiK iix арабе- ч-'и цифрами, начинав - 1. Все дуги, при-, надлежащие одной полосе, обозначаются двумя цифрами, со-: этветствугощнми номерам соединяемых дугой узловых точек на' смежных «опорных» линиях. При расчете оптимальной трассы, у/я каждой полосы составляется один список, в который за но-, :йтся характеристики исходных узловых точек (номер и сум-' иарное значение критерия wovt при оптимальном переходе к shm/ot начальной точки) и надстроенных в этой полосе проб-, шхпутей. Так, для первой полосы этот список будет иметь., шд:

Список 1

Зомер, исходной точки

“opt

Номер надстраиваемой дуги

Номер конечной точки

W

1(A)

0

1 — 1

J

¦ :1,12

1—2

2

1,23

1—3

3

1,34

Поскольку в узловые точки первой «опорной» линии прихо-ат всего по одному пути, то они и будут оптимальными пере-эдами от-начальной точки.

Список II

Номбр исходной точки

“opt -

Номер надстраи-, ваемой дуги

Номер конечной точки

W

1

1,12

1—1

1

2,26

1—2

2

2,17

1—3

3

2,40

1—4

4

2.6Q

•' 2

1,23

2—1

1

* 1,96

2—2

2

* 1,92

2—3

3

*2,18

2—4

4

2,58

3

1,3'1

3—1

1

2,35

3—2

2

2,28

3—3

3

2,21

3-^1

4

* 2,32

В первую узловую точку на второй «опорной» линии приходит- три пробных пути со значениями критерия 2,26; 1,96 и 2,35.• Минимальным является второй из них (1,96), отметим его звездочкой. Аналогично рассматриваем все пробные пути, приводящие в остальные узловые точки этой «опорной» линия, и отмечаем звездочками значения критерия при оптимальном переходе к ним от точки А. Эти же значения заносятся в характеристики исходных точек при составлении списка для третьей полосы:

Список III

Номер исходной точки

wopt

Номер надстраиваемой дуги

> Номер конечной точки

W

1

1,96

1-1

1

3,46

. !—2

2

3,79

2

1,9 2

2—1

1 .

*3,17

2-2

2

3,03

3

2,18

'3—1

1

3,22

3—2

2

* 3,01

4

2.32

4—1

1

4,45

4—2

2

4,37

Номер исходной точки

“'opt

Номер надстраиваемой дуги

Номер конечной точки.

. w '

1

3,17

1—1

1

4,78

1—2

2

4,50 '

1—3

3

'¦ *4,65 -л;

. 2

3,01

2—1

Г

¦ *3,96

2_2

2

*4,26

2—3

3

4,93

- Для последней, пятой полосы:

Список V

- Номер исходной точки

“opt

Номер надстраиваемой дуги

Номер конечной точки

ш

1

3,96

1—1

1(B)'

: 5,69

2

4,26

2—si

ЦВ)

* -1,59 .

• 3

4,66

3—1

1 (В)

. 6,49 . .

Теперь по номерам исходных точек восстанавливается;;.опти-;:,мальная трасса. В конечную точку В с минимальным значением: -критерия o>0pt=4.S9 можем попасть из точки с номером 2;--в 'списке для четвер'Пн полосы находим в строке с номером ко--. нечной точки 2, тонченной звездочкой, номер предыдущей исходной точки, par>..<.i.'i 2; аналогично в i ..ске для"Третьей полосы исходная точка имеет номер 3, во второй, полосе — 2, а-следующая исходная точка-—начальная точка трассы /1. На' рис;. 15, д оптимальная трасса, проходящая по этим узловым точкам, отмечена пунктирной линией.

НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ, ПРОЧНОСТЬ, УСТОЙЧИВОСТЬ И ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

§ 9. Нагрузки и воздействия.

Расчетные характеристики материалов

По СНиП II-45—75 при расчетах магистральных трубопроводов должны учитываться нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации. Нагрузки и воздействия, а также вызываемые ими усилия и напряжения, установленные нормативными документами на основании статистического анализа, называются нормативными и обозначаются здесь и далее с индексом «н». Расчетные значения нагрузок и воздействий определяются умножением нормативных величин на коэффициент перегрузки п, учитывающий возможные отклонения их в неблагоприятную сторону. В зависимости от характера действия нагрузки и воздействия по СНиП II-6—74 под разделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные и особые).

К постоянным относятся нагрузки и воздействия, действующие в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода,' Расчетные и нормативные значения постоянных нагрузок и воздействий определяются следующим образом.

. 1. Собственный вес трубопровода (в расчетах используется обычно как вес единицы длины трубопровода)

<7тр = "с.в qр = Пс.в Уст? = Яе.в ?ст    Dl), (3.1)

или с достаточной для практических расчетов степенью точности, нормативное значение собственного веса

<7?р « я?ср6Тст = 0,0247DopS,    (3.2)

где л о:, в — коэффициент перегрузки для собственного веса трубопровода', равный 1,1, а при расчетах на продольную устойчивость и устойчивость положения—равный 1; 7от — объемный вес материала трубы (для стали 7от = 0,00785 кгс/см3); F — площадь поперечного сечения стенок тру6;DtI—- наружный диаметр трубопровода; DB=Z)H—26 — внутренний диаметр трубопровода; Dav—DH—6 — средний диаметр трубопровода; б —толщина стенки труб.

,;j‘ Вес изоляции и различных устройств, которые могут быть'

. на трубопровода, для ориентировочных расчетов надземных пё-реходов [13] можно принимать примерно равным. 10% от. соб Л етвенного веса трубы, т. е.    .    ..

?от = Яс.в<7Лз» лс.в0,1<7"р.    (3,3)

"Более точно нормативное значение веса изоляции определяется так:

С =    .    (ЗА)

а вес оборудования в этом случае следует принимать .по пас ; -портным данным, аналогичным проектам и эскизным проработ-\ 1кай;;.';3десь >уиэ — объемный вес изоляции; Dm— номинальный ! наружный диаметр изолированного трубопровода. , ; ;

!    Воздействие    предварительного    напряо/сения    создается    в

основном за счет упругого изгиба при поворотах трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Продольные на-цряжения, возникающие в трубопроводе от упругого, изгиба, „определяются следующим образом (ли=1):

^ f':Г'.    ^ = oS = ±    (3.5)

-я где Е—модуль    упругости материала    трубы    (для    стали    Е =

¦А 2100 ООО. кгс/см335); R — радиус упругого изгиба трубопро-вода. ¦ .

:.'j .;. 3; Давление грунта на трубопровод (в ориентировочных :4 расчетах)

•J . ?¦ ! .• - ¦    9гр ~ ^rp9rp ^VpYrp^cp>    (3.6)

У ?де йгр — коэффициент перегрузки для    веса    грунта, равный    1, 2,

й Ь'пря-'.расчетах на продольную устойчивость и устойчивость ;

1 юложення— 0,8; -угр — объемный вес грунта; hcp — средняя глу-' 5ин а з а ложен, и к оси трубопровода.

¦ ... Более точно нормативное значение давления грунта на тру-''

I юпровод определяется по рекомендациям [2]. Находится ; o.ii— глубина заложен': оси трубопровода,' начиная с которой .ад трубопроводом " образоваться свод естественного рав-овесия груи.л:

Лс---1-------,    (3.7)

(    Фгр \

lg'J 45° — -у- J tg фгр

te ергр — угол внутреннего трения грунта.

Если hcp>h0.B, то давление    грунта находится по формуле

Г.    f....    гРгр

где /кр — коэффициент крепости грунта, учитывающий суммарное действие сил трения и сцепления в грунте.

....... При hav<ha.b давление грунта на трубопровод на уровне

АСр будет

ТгЛр [ А. — А-ор *6? (45 ~    ) tg фрр] •    (3-9)

/Г!


гр


4. Гидростатическое давление воды определяется весом столба жидкости над рассматриваемой точкой (пв.г.о = 1):

<7в.г.с = Сг.с = vA.    (ЗЛО)

где — объемный вес воды с учетом засоленности и наличия взвешенных частиц; йв — высота столба жидкости над рассматриваемой точкой..

Временными называются нагрузки и воздействия, которые в отдельные периоды строительства и эксплуатации могут отсутствовать. К длительным временным нагрузкам и воздействиям относятся:

1. Внутреннее давление р, нормативное значение которого устанавливается проектом. Для нефтепроводов и нефтепродук-топроводов принятое нормативное (рабочее) давление не должно быть ниже упругости паров транспортируемого продукта при максимальной расчетной температуре. Внутреннее давление создает в стенках трубопровода . кольцевые и продольные на-., пряжения. Кольцевые напряжения [1] действуют тангенциаль-^ но поверхности трубопровода

°1щ = «А = яР .    (3.11)

где пр — коэффициент перегрузки для внутреннего давления, равный 1,15 для нефтепроводов диаметром 700—1400 мм с промежуточными перекачивающими станциями без подключения емкостей и 1,1 — в остальных случаях.

Продольные напряжения от внутреннего давления в прямолинейном трубопроводе бесконечной длины находятся по формуле

°пР р = npnp р = пр\1а"щ = пр0,15    ,    (3.12)

где р,'—коэффициент поперечной деформации . (коэффициент Пуассона), для стали ц = 0,3.

Для полубесконечного трубопровода

о"р р = -~5- = 0,25 -^~s~ .    (3.13)

40    о

9пр ” пр9пР ^ пр^|^215уг

”рРДв

гТ


(ЗД4):'>


где Лщ, и ля~ коэффициенты перегрузки для веса продукта и-" внутреннего давления (Япр=1, а при расчетах на ' продольную УСТОЙЧИВОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ ПОЛОЖеНИЯ Лпр=0,95) i^Yraa'.^ у-удельный вес газа при 0°С и 760 мм рт, ст.; 2 — коэффициент;,-''' ^.сжимаемости газа; Т—абсолютная температура перекачивав*

. : мого газа; для природного газа допускается принимать .....

n,,p!J^ 10"°;    (3.1    с

пр

'. при перекачке иефти, нефтепродуктов или закачке в труб провод воды

nDi

qa

У»


(в)


'Пр

где "Yh(b) — объемный вес транспортируемой нефти, нефт'ёпрс&?? :>^у!ста (или закачанной в трубопровод воды).    \    '    22^

'ft, '3. Температурные воздействия вызывают в трубопроводе^;* ф'(лрй невозможности деформаций) продольные напряжения.

сГцр I — опр { = —UfE&t ~ •—'25,2а/,    (3,17);

¦ где at — коэффициент линейного расширения металла 'ТРуб^Ж. '"для стали а(~0,000012 1/°С; At—расчетный температурный:^;

: перепад,    ,    tlS-

At ~ t4 •— t,

(3.18);;;.


Ф>


здесь 4 — максимальная (или минимальная) возможная тем;^:;йС . иёратура стенок трубы в процессе эксплуатации, определяется-;:;; |;;в,':технологической части проекта; /ф — наименьшая (tx): наибольшая (Р) температура, при которой фиксйруетсяКрас^5,‘г.'. ^четная схема трубопровода (при известном кален-дарноШсрбке^^^'--¦ замыкания трубопровода 4 находится в Справочнике по ту СССР), ' ¦    ¦

(ЗЛ9):;.

.. (3.20):,; наружного воздуха''

^    .нвные    тем    пер ату;

в холодное и теплое ьремя года,

t* =    — Aj;

tji = /vii + Avn.

здесь t\ и /vix—-многолетние среднемесячные январская й июльская температура воздуха, принимаемые по СНиП II-6—74

где


или СНиП «Строительная климатология ..и геофизика»; Аг и Avri'—отклонение средней температуры наиболее теплых и холодных суток от значений'/х и./уц-соответственно..

В горных и малоизученных районах значение t* определяется по формуле

(3-23)

где t™ln — средний из абсолютных январских минимумов температуры; Aj— средний суточный размах температуры в январе при ясном небе.

Для подземных трубопроводов нормативный температурный перепад принимается в расчетах не менее чем ±40° С, для надземных — не менее чем ±50° С.

К кратковременным относятся нагрузки и воздействия, действие, которых может длиться от нескольких секунд до нескольких месяцев:

1.    Нормативная снеговая, нагрузка, приходящаяся на 1 м2 площади горизонтальной проекции трубопровода, находится по

¦ следующей.формуле:

Рен = Ро.с/сш    (3.24)

где ро_он — вес снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли; сон — коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на трубопровод, для одиночно прокладываемого трубопровода принимается равным 0,4, при, более сложных конструкциях надземных трубопроводов ' определяется по СНиП II-6—74.

.. , Расчетная снеговая нагрузка, приходящаяся на единицу длины трубопровода, подсчитывается по формуле

, 7сн = яОнРс,А110~Л>    (3.25)

где пйа — коэффициент перегрузки для снеговой нагрузки, равный 1,4 (СНиП II-45—75); р”н—нормативная снеговая нагрузка, кге/м2; ?>н—• наружный диаметр, см.

2.    Расчетная гололедная нагрузка

9лед ~ ^лед9лед ~ ^-лед^ >7‘ Ю    (3.26)

где «лед — коэффициент перегрузки для    гололедной    нагрузки,

равный    1,3;    ЬЛ — толщина слоя гололеда,    превышаемая    один

раз в пять лет, см (СНиП П-6—74),

3.    Расчетная ветровая нагрузка находится следующим образом:

9вет = Явст9"ег = 'Ивет    (3.27)

где Лвет'—коэффициент перегрузки для ветровой нагрузки, равный 1,2; qcn —нормативное значение статической составляющей

..ветровой нагрузки, кгс/м2; q\J ^—нормативное значение динамической составляющей ветровой нагрузки, определяемое'согласно СНиП II-45—75 и II-6—74 как для сооружения с равномерно распределенной массой и постоянной жесткостью, кгс/м2;;;

Нормативное значение статической составляющей, ветровок :нагрузки учитывается в виде двух составляющих общего сопротивления трубопровода. Одна из них действует по направлению.-, ветрового потока

9/i.c — qakacx\

(3.28)

трубопровода-;; •'

(3.29)-


другая составляющая общего сопротивления действует перпендикулярно ветровому потоку

с!п kjpy'

ос 'а и


¦ 0,8 ¦ 0/s


зо j‘i Ss 1


о г


о


. Рис. 18. Зависимость коэффициента •лобового сопротивления сх от числа Рейнольдса


ю is п гв


W'


___:^——

....

7

¦ ‘ т*

0,05

0.1

0,15

Рис. 19. График для определений'!'-/

коэффициента    динамичности;.;;.;


; где q0— скоростной напор ветра; kn — коэффициент, учитываю^;’' ..щий изменение скоростного напора по высоте; сукоэффици*;;

- снт поперечной силы, принимаемый равным 0,25; схкоэф' фнциент лобового сопротивления трубопровода ветровому пото

• ¦ку- определяется по графику на рис. 18, где по оси абсцисс отложены значения числа Рейнольдса;    

4 DBy


Re


VD03A


(з.зо):.


'здесь Увозд ~ кинематическая вязкость воздуха, (при темпера1-;.', туре4-15° С и атмосферном давлении 760 мм рт. ст. уВозд— " =0,145-10 - ма/с).

¦. Нормативное значение динамической составляющей ветро--вой нагрузки при учёте только первой формы собственных' колебании трубопровода, как это допускается в СНиП II-б—74,-: ^определяется по формуле

<75 *=    (3.31)

порматп; .к,,- значение статической составляющей вет-.. прузкп п.' \ ипвне верха трубопровода, принимаемое по (3.28'. л нахождения веп- -ой нагрузки по на-.'" ) ветрот-м! чотока и как qf по (3.29) —в перпендикулярном ветровому потоку направлении;. %—: коэффициент, учитывающий форму. собственных колебаний трубопровода и характер изменения коэффициента пульсации по высоте; vK — коэффициент, учитывающий пространственную корреляцию пульсации скорости ветра по высоте.и фронту трубопровода; гпп — коэффициент пульсации скоростного напора, зависит от типа местности и высоты трубопровода над. поверхностью земли'; ?i.— коэффициент, динамичности, принимаемый по графику на рис. 19 в зависимости от параметра еь определяемого по формуле

где д-ровой как qcwx правлен*


vдет — расчетная скорость ветра,

(3.33)

Тг — период первой формы собственных колебаний трубопровода в направлении действия ветровой нагрузки; для балочных переходов трубопроводов,, лежащих на жестких опорах,


(3.34)

где /щ, — расстояние, между-опорами трубопровода; at — коэффициент, зависящий от условий закрепления трубопровода на опорах и схемы трубопровода, для первой формы колебаний значения-ct] приводятся в табл. 4 и на -графиках рис. 20; тт.„ ~ масса единицы длины трубопровода с продуктом,

(3.35)

где 9т.п=?тр + 9из4-9пр' — вес единицы длины трубопровода с продуктом; g— ускорение свободного падения; / — осевой момент инерции поперечного сечения трубопровода.

Для других конструктивных схем. надземных переходов магистральных трубопроводов значение Тх определяется по рекомендациям, приведенным в [9, 10, 13].

Остальные нагрузки и воздействия, учитываемые, при расчетах магистральных трубопроводов, будут рассматриваться по мере необходимости в других главах.

Нагрузки и воздействия обычно действуют на сооружения совместно в различных сочетаниях. По.СНиП II-6—74 установлены основные сочетания нагрузок и воздействий, состоящие из постоянных, длительных и кратковременных, и особые сочетания, включающие в себя, кроме нагрузок основного сочетания, одну из особых нагрузок.

В основных сочетаниях значения кратковременных нагрузок умножаются на коэффициент сочетания лс = 0,9, если их две или

¦ Коэффициенты а2 для балочных трубопроводов с разными пролетами, лежащих.

на жестких опорах    j:    -

Условия закрепления

Число равных лролетов

Низшая частота с^ц/ая

Высшая частота' a*„/2rt

Шарнирное опирание концов: однопролетный

А X

многашолегнык

1

2

3

4

5 6’ сю

ij57

1.57 1,67

1.57

1.57 Ц57

1.57

1,57 -2,46

'2,94' ...'

3,17

3,30

S.37

3,56

^/Ту'. w?

Заделка одного конца и шарнирное опирание другого: однопролетный

<|.......г

1

2

3

4

5

Я 46 USB 1,69 1,64 1,62

¦ 2,46 3,24 3,37 3,45 3,49. 3,51 ‘3,56

'многолролетный

6

оо

1,60

1,57

Заделка двух концоь:

11

3,56

3„5'6'

однопролетный

2

3

2,46

2,01

3,56

а,5'б

4

1,83

аб'б' ,

\ . тттЗ

5

1,74

3,56'

¦а к

6

1,69

3|,5'6’

многопролетный

V777:

со

1,57

3,,5'6'

более.-При одной кратковременной нагрузке пс~ 1. При расчете на особые сочетания особая нагрузка принимается без снижения (Дс “ 1), а для кратковременных нагрузок Пс'—ОД

ос, 2,5

Рис.. 20. Графики для определения    частоты

собственных колебаний балочных    переходов

трубопроводов с неравными пролетами: а — двухпролетный;    б —-

трехпролетный; в — однопролетный двухконсольный


2,0

1,5


2х.


О 0,2 0,Ц О,В 0,8 1,0 2х+1,


Кроме нагрузок и воздействий в расчетах магистральных трубопроводов используются расчетные сопротивления материала труб, определяемые по формулам

(3.36)

(3.37)


Я


R”m

К^К~н

R^m


где R'l и Rj — нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, принимаются, равными минимальным значениям временного сопротивления <хв и предела текучести ат соответственно по государственным стандартам и техническим условиям на трубы (табл.-5 и 6); от — коэффициент условий работы трубопровода, равный 0,6 .для участков трубопроводов категории «В», 0,75 — для участков I и-II категорий и 0,9 —для участков III и IV категорий; К\ и /(г — коэффициенты, безопасности по материалу; Кя — коэффициент надежности (см. СНиП II-45 — 75).J OSXC¦'%&'.i-C Геометрические.характеристики ' труб, наиболее часто используемые в расчетах магистральных " трубопроводов, подсчитываются по следующим формулам:

площадь поперечного сечения стенок труб

Основные нормативные характеристики металла, не менее

а

н

О)

S

Завод-язготоввтель н технические условия на трубы

Марка стали

2

S

и .

а

а

С>

S

Е

О

ь

t>

5?

S

(J

О

Состояние поставки металла труб

! Наружный дна | ?>я, мм

Толщина стенки 6, мы

Новомосковский .метал-, лургический завод- (НМЗ)

16Г2САФ

60

42

19

5

Нормализованный лист

1020

9; 10; 10,5; 12

ТУ 14-3-109—73

14Г2САФ

57

40

19

. 3,5

1020

9,5; 10; 11; 12,5

17Г1С

52

36

20

3

Горячеправленые нормализованные трубы

1020

10; 11; 12; 14

Харцызский трубный завод (ХТЗ)

14ХГС

50

35

20 .

3

Горячеправленые нормализованные трубы

1020

720

529

10,5; 11; 12,5 7,5; 8; 9; 10,5; 11 7,5; 8; 9

ТУ 14-3-109—73

14Г2САФ

55

38

20

5

1020

10; 11,5

Ждановский металлургический завод (ЖМЗ)

15ГСТЮ

53

36

20

3

Спирально-шовные из горячекатаной стали

1020

10,6

ЧМТУ 3-156—68 ЧМТУ 3-131-68

10Г2С1

50

36

20

В

Г орячеправленые нормализованные трубы

529

7; 8; 9

(0

:\<to

«3

ч

cfl

ij

н

а*

! * .

%

I "« ¦

3

1 4 *

п>\0

: %0

н >,

| .« ¦

{ н

¦'< [

| .'•: -

п Л §Ь S §

8

и

S Л.!

6

й**

to


Сортамент импортных труб большого диаметра


55

* а

CS CN <N iN О    О    &>    <0 <?} С*~-    СО

^t4 'Ф ^    rj<    со    сЬ со СО.    'Т


ю

I"-"


»Я 3*

3    я S ? 3 я g'®’!

о,„ Ef

S S 2

4    5 а м га а Э 5 2^5 сх р- сх, 9

о ^ со Р< нм о ciL, к

а. а> о

ю ' со. ю^"ь

«э    Q O Q

LO    со со (25 ю

о


СО

CN

ЬО

CN Ю

—¦ ,-Г

L°- СО

. „С-4

О —4

Ю

T~i

О со

. -сч

V—1 --1

СГ) —<

О) й> 3 »    «    с*

cd cd Р*

Ь Й Ь

Л *-» «J „V

М Я м &• й) ю (У Я Й >>g р « а.« я аь ло


О ОЙ Я ffl

ю ю СО 'Ф со со

О    О о г-\

ся    счсм СЧ


со    о о со    г>

LQ    1Л ю ю    ift

аг> сп сл

~ CD со О) об со .. ИЗ, .*.. * , „ . „ . *

of t---* ссГ t^T оо f'-T

сО

О    О О О О

(N    О} CN <N СЧ

.ГГ

о

о

О

<N

04

0{

о

о

СП О) О СГ) О О CD СЧ СЧ (N <>* И сЗ CSJ t^. LO СО Ю 00 Сгг Ю

о

« S

as


К сч

S 5 2 « С w ё * «Г* « § ? 8 а

S


Я"

S

<>)

>> 

н


к ^ ее н

4 со h

5


г^> ^ J>3

.. н н н н

и,

а

©


<«N ’

т

-72

Oi

tu

CN

г-

1

со

со

{

t~-

оо

Г'»

со

1

!

со

о

СО

о

xj*

Чф

о

со

о

со

cs f


д.к’зкь «>з .,>>


: / = — (Di - D4B) = 0,049 (Д4, - ni) да 0,4Dc3p6;    (3.39)

64

осевой момент сопротивления поперечного сечения трубопровода

;    0,098    (d?,    0,8DcPS; (3.40)

DH 32 DH    \    DH    j

радиус инерции поперечного сечения трубы

г = Ут =°,2sKd?1+D2b-    (3.41)

§ 10. Расчет толщины стенки трубопровода

; Номинальная толщина стенки трубопровода определяется согласно СНиП “I-Мб& следующим образом:

Прр0н6 “2(R. + npP) ’    (3' 2)

если же при этом продольные осевые напряжения стПрлг, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий, например для прямолинейных бесконечных трубопроводов от воздействия температуры и внутреннего давления,

ПпрОп

®пр N ~ ®np t ~i~ *^пр р ~ cCfEAt -j- 0,15—g----(3.43)

будут иметь отрицательное значение (cTnpjvCO), то величина б корректируется по формуле

. к    прР°я

______,    (3.44)

2(4Mi + nPP)

где -ф] — коэффициент, учитывающий двухосное - напряженное состояние металла труб, определяемый при сжимающих продольных осевых напряжениях (одряСО) по формуле

1-0,75    -0,5    .    (3.45)

Толщина стенки трубопровода, определенная по формулам

(3.42) и (3.44), округляется в большую сторону до ближайшей в. сортаменте труб. В формулу (3.43) следует подставлять значение 8, округленное :по сортаменту.

Принятая толщина    стенки труб должна    быть    не    менее    1/140

значения наружного диаметра труб и не менее    4    мм,    т.    е.    удов

летворять условиям

Приведенная методика расчета толщины стенки трубопрово-

¦ да представляет собой итерационный процесс, так как в выра- -жение (3.43) для определения 0rrp N требуется подставить зна-чеиие б, уточняемое далее в формуле (3.44), после чего значё-' mie принимаемой толщины стенки по сортаменту может измё-"" ' питься и вычисления приходится повторять с новым значением 6.    '    ¦

• В [1] рекомендуется следующая формула для определения ;толщины стенки трубопровода, позволяющая обойтись без п(>~ следующих итераций:

nppD н

(3 47)’


•0,253а,?Дг+    1,265Rf — 1,2(atEAt)* |+nppj.;

. ;Г1 р и м е р. Определить толщину стенок труб -для участка: ¦газоппопо.ча Оое.нбупг~^НУФаНГУк^    данныё~~

;:ДРТ()2 см;    ^

't ГПо сортаменту (v.,vi. табл. 5) намечаем для газопровода:тру-

¦бы, ¦выпус: ',емые " :;;-;бннеким трубопро гным заводом"’- ПОТУ 14-3-Н,;-,--73 из нормализованных листов стали марки 14Г2САФ с основными характеристиками металла1—сгв'^ ;57 кге/мм2 и ат^40 кге/мм2. Расчетное сопротивление металла, труб определяем по формуле (3.36),.подставляя значения R{' :-= сгв = 5700 кгс/см2, /п = 0,9 (для IV категории); /Ci = l,47; Кн--1,05.

V.    п    5700-0,9 оопо г    / а

# —-\— _ 3323,6 кгс/см2.

1    1,47-1,05

•-1    ;.‘4_:

Номинальную толщину стенки газопровода подсчитываема, по формуле (3.42) с коэффициентом перегрузки рабочего дав- v ления nv ~ 1,1:

„    1,1-75.102

1,23 см.

2(3323,6 + 1,1-75)

Полученное расчетное значение толщины стенки округляем;.-: до ближайшего большего по сортаменту, равного 1,25 см..По-' ..СНиП II-6—74 находим для района прокладки" газопровода:;. Ы~Н-15°С; /vh=+20° С, Дх=20°С. Нормативные 'значения;;: температуры наружного воздуха в холодное и теплое ' время:-:' года.    '"7;;

f


35°С;


15 — 20


tl = + 20 + 6 = + 26°С,


Температурный перепад при замыкании трубопровода в холодное в'ремя года

.    Д/х== + 9 —(—41) =-|-50°С,    ¦¦¦...¦

а при замыкании в теплое время года

ДГ = + 9 — (+29) = — 20°С.

В качестве расчетного температурного перепада принимаем наибольшее значение Д+50° С.

Проверяем наличие продольных осевых сжимающих напряжений по формуле (3.43).

апр м -—°12 • 10"° • 2,1-10е • 50 + 0,15 ЛЬ7?:9М = р .1,26

= — 1260 + 985 = — 275 кгс/см2.

Знак «минус» последнего результата указывает на наличие продольных осевых сжимающих напряжений, поэтому необходимо определить по формуле (3.45) значение коэффициента •ф|, учитывающего двухосное напряженное состояние металла труб:

\J, =-,/]— 0,75 f-iZLY — 0,5 —= 0,956.

^    1 /    ’    \ ООО о п /    ’    о-зоо ft

3323,6/    3323,6

По формуле (3.44). пересчитываем значение толщины стенки газопровода

„    1,1-75.102 .    .    оп

б —- —!—-= ] 29 см.

2(0,956-3323,6 +1,1-75)

Ближайшее большее значение толщины стенки по сортаменту равно 1,4 см. Если мы примем эту толщину стенки трубы, то значение, продольных осевых напряжений изменится

anpN = —12-10~а-2,1 ¦ i 0е - 50 + 0,15—¦1-7-5--99-’-2- =

1,4

= — 1260 4- 876,8 = —• 383,2 кгс/см2.

Тогда

Ь = л/1 — 0-75 (MilV — 0,5    =    0,937

у    \3323.6J    3323,6

И

Я _    . 1,1-75-102

1,32 см.

2 (0,937-3323,6 + 1,1-75)

Очевидно, что значение <5 — 1,4 см можно принять за окончательный результат.

•я    1,1'75.102    , ОЛ

о =- -—--.---==¦ 1 30 см.

2 [(— 0,253’ 12- 10~в-2,1 • 10°• 50 -{-

§ 11. Проверка прочности и деформаций подземных и наземных трубопроводов

.': Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводы по СНиП • '11*45—75 проверяются по прочности, деформациям, на. общую-^’ устойчивость в продольном направлении и против всплытия'на обводненных участках. Прочность проверяется по условию

о'пр дг    (3.48):

где Спрд' п i?i — продольные осевые напряжения и’ ра.рчётное-.-и^ 'сопротивление металла труб, определяемые соответственно формулам (3.43) ч (3.36); \|>2— коэффг 1ент, учйтывающийг-‘"?5; двухосное напряженное состояние металла труб, при растягива-ющих осевых продольных напряжениях жйО) tj>2—1.'.при..:?.-": сжимающих (опря<0) определяется по формуле

/‘-0'76Шг    (3;49|1

\h


<3 52)

Лн

где С— коэффициент, принимаемый равным 1 для трубопроводов, Ш и IV категорий, 0,85 —для I и II категорий и 0,65— _......

/для категории ,«В»; Кя — коэффициент надежности, ярйнимае-'С.,2 мый :по СНиП li-45—75; /?” —нормативное сопротивление мё- I...-' талла трубы, принимаемое равным минимальному 'значению ...

.......

предела текучести оу, а” — кольцевые напряжения от норма-.тивного давления,

(3.53)

¦|'о"р|"—абсолютное значение максимальных суммарных продольных напряжений в трубопроводе от нормативных нагрузок и. воздействий. Например, с учетом нагрузок от внутреннего давления, температурных воздействий и воздействий от упруго-

¦ го изгиба при отсутствии .продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта, для полубесконечного трубопровода можно найти [1]

(3.54)

где — минимальный радиус, упругого изгиба оси трубопровода; а])з — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное tfji : состояние металла труб, при растягивающих максимальных'" суммарных продольных напряжениях (в”р^‘0) я|)з=1, при сжимающих (сг"р<0) определяется по формуле

Если какое-либо из проверяемых условий не выполняется, следует либо подобрать другую марку стали с лучшими механическими свойствами, либо увеличить толщину стенки трубы до ближайшей большей по сортаменту и повторить расчет.

Пример. Проверить на прочность и по деформациям трубопровод, рассчитанный в предыдущем примере.    ———

Исходные данные: ~Dw=T02 см; р = 75 'кгс/см2; Д? = 50°С; 5=1,4 см; . D„ — 99,2 см; 7?j = 3323,6 кгс/см2; Onpw—' = —383,2 кгс/см2; /Сн — 1,05.

Проверяем трубопровод на прочность по условию (3.48), найдя сначала по (3.50) значение 0,щ и по (3.49) — -ф2:

1,1-75-99,2

2922,8 кгс/см2;

= 0,208-3323,6 = 692,4 кгс/см2.

Для проверки по деформациям находим сначала н 75-99,2

2657,1 кгс/сма;

2-1,4

, JL = -^4000    3809,5    кгс/см2.

л:,,    1,05    '    ¦

Условие (3.52) выполняется: 2657,1 <3809,5 кгс/см2.. ...

Находим какснмалы-toe значение суммарных продольных напряжений в трубопроводе по формуле (3.54), предварительно отыскав в СНиП    значение Rmin = 900 м = 9-.104 см

HI -42- 6-Q Мм-ае.-ф.тР'1ы

:«    =    0,15    _    12 - J0--2.1 - W-60 ± ' ,

±    -    тл ~1260 ±1190=- Щкгс/аЛ

¦Максимальное по абсолютной величине значение суммарных: продольных напряжений равно 1652,8 кгс/см2. Знак «минус» этого результата указывает на то, что они будут сжимающими следовательно,

ij,3 =    /1 _ 0,75 (_ 0,5 Si =' 0,448; :

SтЫщ>    (3.56)

где т — коэффициент условий работы трубопровода; Ы'щ— •продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, определяется по формулам (3.58) для прямолинейных и по (3.64) для криволинейных участков'трубопровода; 5 •—продольное осевое усилие.’.в сечении трубопровода, возникающее от расчетных нагрузок и, воздействий. Так, с учетом нагрузки от внутреннего давления и температурных воздействии, при отсутствии компенсации . продольных, перемещений, просадок и пучения грунта

5 = (щЕЫ— |1сг](Ц) F,    (3.57)

где оу— кольцевые напряжения- в стенках трубопровода от расчетного внутреннего давления, определяемые по формуле (3.50).

- Для прямолинейных участков подземных трубопроводов продольное критическое усилие находится по следующей фор-, муле [1]:    ;

iV;(p= 41VpUIuF2E43 ,    (3.58)

где qB:n—сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы; ро — сопротивление грунта продольному перемещению трубы, приходящееся на единицу длины трубопровода,

р0 = я?>нтпр,    (3.59)

где тПр — предельное сопротивление грунта сдвигу,

тир = Ргр*ёФгр + сгр.    (З-60)

здесь фгР — угол внутреннего трения грунта; сгр — коэффициент сцепления грунтаргр—среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом,

2Duh0 +-J- + 2DH ( К +    tg*    ^45°    -    2

%pYrp


"I" Vt.


^гр    n DH

(3.61)

где — коэффициент перегрузки веса грунта, принимаемый в расчетах на устойчивость равным 0,8; угр — объемный вес грунта; h0 — высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до дневной' поверхности, см (по СНиП II-45—75 минимальная высота слоя засыпки принимается в зависимости от условий местности и диаметра трубопровода от 60 до

110 см); qi.a — вес единицы Длины трубопровода с перекачиваемым продуктом,

9т.п ~ ^тр 9”р ^яр^пр!    (3.62)

где птр и Пар — коэффициенты перегрузки соответственно для собственного веса трубопровода и веса перекачиваемого продукта, при расчете на устойчивость ятр=1, ппр—0,95.

Сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы определяется по формуле -

Для криволинейных участков трубопровода, выполненных упругим изгибом., продольное критическое усилие подсчитыва--ется по формуле f f 7]

’ кр - Ру У Чв.п Е1 ,

Коэффициент ру находится по номограмме (рис. 21.) ув. -ёаш-симостн от параметров'0 и /\, вычисленных следующим.обр'а-

зом:    ’    ’

1

(3.64)

юо 150 гоо т да воо л

Рис. 21. Номограмма для опре-. деления коэффициента |3У при •• проверке устойчивости криво-:' . линейного трубопровода (стрел-ками показано, как определяется .значение (Зу = 20 при Л=150 и 0 = 0,04)


в


(3.65)

*/тг уГЖ.

?в,п I

Л


(3.66)

У EI

где R — радиус упругого изгиба' трубопровода. ¦    .    ¦

?ример. Проверить общую.: устойчивость в продольНом^гна--гГравлейикГ прямоЖ1ЩШХ^%;;. упругоизогнутых участков“-'Газопровода IV категории. - Исходные данные: ?>„ = 102 см;

= 75 кгс/см2; At— 50° С; й — 1,4/см;' DB 99,2 см; сгк„=2922,8 кгс/см2; . R 9 •• I О1 см; /гЬ=80 см; ...•угр'=;... = 1,6 -10~3 кгс/см3; .(prp=360;:: Crji==' ==0. Перекачивается природный -газ..

к

I

IV:


Находим продольное осёёбё усилие в трубопроводе

3,14

(I022 -

99,2й) = 442,5 см2; =

Ч    ••    ......

S = (12 ¦ 10~“ -2,1 • 10е- 50 — 0,3-2922,8) 442,5 = 169 550 кгс. Момент инерции поперечного сечения трубы


(102* — 99,2*) = 560 000 см4.

3,14

64


/


Суммарный вес трубопровода и продукта

<7»р - 7,85 • 10“3 • 442,5 = 3,47 кгс/см; p== 1,1 • 75-99,2а- Ю-° = 0,81 кгс/см;

+ 4,24

-= 0,117 кгс/см2;


X 102

тпр = О,2 2 7 tg 36° = 0,085 кгс/см336; р0 = 3,14 • 102 X X 0,085 = 27,24 кгс/см.

Сопротивление грунта вертикальным перемещениям трубы <7„,п - 0,8- 2,6- 20-337-202 (^80 + ^--3’-1l‘LQ-2^ + 4,24- -

= 16,11 кгс/см.

Для прямолинейных участков трубопровода продольное критическое усилие находим по формуле (3.58)

jVKp = 4    27,242-16,11338-442,52-2 1 00 000Б-560ООО3 =

= 4-419160 = 1 676 640 кгс.

Проверяем выполнение условия (3.56) тЛ/рр == 0,9 • 1 676 640 = 1 509 000 кгс; 169 550 < 1 509 000 кгс.

Условие выполняется, следовательно, устойчивость трубопровода на прямолинейных участках в заданных условиях обеспечивается.

Для проверки устойчивости криволинейного участка трубопровода вычисляем по формулам (3.65) и (3.66) параметры

0 --,-L----------------------= о,046;

2 100 000-560 000

V


9- 104


-tf 27,24-442,Е А =    10,11-560    000^    =    J50 4

уг- ГбТП Г

,5

.Таблица

Результаты расчетов толщины стенки с проверками для участков трубопроводов;;:


различных категории

Показатели

Газопровод категорий

Нефтепровод и нефтей продуктопровод. кате-; гориЛу

I и П

III и IV

I и И

Ilf ii-IV

0,1 ' 0/j.

Коэффициенты:

/п


Ан

Расчетное сопротивление /?х, кгс/сма Коэффициент перегрузки для ртрТолщина стенки б по (3.42), см:

¦    ;; расчетная

'Л. округленная по сортаменту •/ Продольные напряжения ст

¦I кгс/см2

'. Коэффициент

; ¦ Толщина стенки по (3.44), см: расчетная

округленная по сортаменту <;? Толщина стенки по (3.47), см Принятая толщина стенки, см Внутренний диаметр трубы DB, см ¦Кольцевые напряжения, кгс/см2:

Oku

f crH >t °кц

Коэффициент \|v

in Проверка прочности:

,!?|    кгс/см2.

J, 1% лг|* кгс/см?

Проверка по (3.52):

‘ С

---^2» кгс/см8

к»    ...

Максимальные продольные напряжения от нормативных .нагрузок о”р,

; icj.c/cM2

;Х. Коэффициент г|)3 .'"“Проверка по (3,51):

с ' lj>3 ----,    кгс/см"


К а


•««Площадь сечения стенок трубы F,

CM2 Т

. ^¦'Момент инерции /, см4 ^Продольное усилие S, кге


. ¦ Характеристики металла, кгс/мм2:


.54

40

6,75

1,34

1

3022,4

1,15

1,41

1,6

-461,1

0,915.

1„54' .1,6 1,53: ' 1,6 98,3

..•2663

2315,6

6,206

¦ 022,1 461,1


57

40

0,9

1,47

1,05

3323.6 1,1

1,23

1,25

-275

0,956

1,29

1,4

1.3

1.4

99,2i

2922.6 2657,1

0,208'

692,4

383,2


54

40

0,75

1,34

t,05

U

1,42 1,6 ¦ 195,8

< i ,003

1,57

1,6

1,56

1,6

98,8

2547,2

2315,6

0,2

575.S

495,8


1 23 1,25:

-230,2____?

0'965^й|

\.н

А *>*¦*«

.• 1,27 ъь Ф

¦ - 1,28^,- *¦”“ 1,4-99, Й;

305б$Ж

'747,2;.^$ 343,2-;--г'$


. 3809,5 -1652,8!

0,448

1706,7-442,5

560 000 169 550


4000'*    ,    Vi

т" *•

•1652Л—^ - А


3238^1 — 1755,3

0,6il2

1981.7

504.7

636 000 250 250


3400

—1755,3

0,636

2162,4

504,7

636 000 232 720


' 0 727

" . 29.08

. 442,5

'560 000 151 910


/ Показатели

Газопровод категорий

Нефтепровод и нефте-продуктопровод категорий

1

I и II '

ш и iv“-

I и II

III и IV

Собственный вес трубы qnrp, кгс/см

3,96

3,47

3,96

3,47

Вес продукта в трубе (/”р, кгс/см

0,81

0,81

6,9

6,96

Суммарный вес трубы и продукта (jT п„ кгс/см

4,73

4,24

10,52

10,03

Среднее удельное давление р, кгс/см2 Сопротивление грунта: сдвигу тпр, кгс/см2 продольному перемещению трубы р0, кгс/см вертикальному перемещению трубы <7в. п- кгс/см

0,118

0,086 27., 56

16,6

0,117

0,085

27,24

16,11

0,136

0,099

31,72

22,39

0,135

0,098

31,4

21,95

Nкр для прямолинейных участков, кгс

. Проверка устойчивости: mNi(p, кгс Параметры:

0

Л,- ¦

Коэффициент Ру

Л^кр. для криволйнейных участков, кгс

Проверка устойчивости: mWKp, кгс

1 801 190

1 350 890

0,048

156,7

;19

1 361 600 1 021 200

1 676 640

1 509 000

0,046 150,4 18,7 1 259 00,0

1.133 100

2 060 220

1 545 166

0,043 131 18,5 1 618450

1 213 84,0

1 925 390

1 732 850

0,042 126,8 18,2 1 506 000

135 540

. Условие (3.5В) выполняется и -для криволинейных участков: тЛ/кр = 0,9 ¦ 1 259 ООО = 1 133 100 кгс; 169 550 < 1 133 100 кгс.

В табл. 7 приводятся результаты расчетов толщины стенки с проверками на прочность, по деформациям и на. общую устойчивость участков трубопроводов различных категорий. Исходные данные для расчетов взяты из приведенных примеров (для. нефтепроводов и нефтепродуктопроводов всех категорий принято ун=0.9- 10-3 кгс/см3). Для участков трубопроводов категорий I и II использовались трубы, импортируемые из ФРГ по ТУ 28/40/48—72 (см, табл. 6), для участков III и IV категорий — трубы, изготовленные на Челябинском трубопрокатном заводе из нормализованных листов стали марки 14Г2САФ по^ ТУ.14-3-109—73 (см. табл. 5). .

§13. Проверка общей устойчивости наземных трубопроводов в насыпях

Продольная устойчивость прямолинейных наземных трубопроводов в насыпях проверяется по условию (3.56) с учетом размеров и геометрической формы насыпи, предварительно/ на? значаемых из конструктивных соображений и тепловых расчетов. После проверки устойчивости размеры насыпи уточняются в зависимости от соотношения величин S и mNup, При этом

Рис. 22. Расчетная схема ::;>оисрки на общую устойчивость трубощишода в насыпн

..Niф вычисляется по формуле (•'¦>.58), в которой значение соиро- •• тивления грунта вертикальным перемещениям трубы прпнима- .г ется ij l ]    .    ¦    '

qBM = Ey + E2,    .    (3.67):;:"

где E} и E2 — предельные сопротивления грунта поперечному.",":'; перемещению трубопровода, определяемые следующим' обра:../. зом:    г~к.--

' ‘

tg2 (45° + -^f-) +prph1tg*

Фгр

фгр

С\    +'2Cfp(/t1-Aa)tg^50    +    ..    (3.68);;-;;.

E2^qT,atg(prp,    (3.69);

где ,h\ — расстояние от подошвы насыпи до верхней образую-Г.: 'щей трубопровода (рис. 22);    . .    ‘

о _ Фгр 'j .


¦hi = h1 — [b + tnn(ha — h^ — 0.5AJ tg (451

(3.70)

йн — полная высота насыпи; Ь — половина ширины насыпи поверху (по СНиП П-45—-75 1,5 D„^2 6^150 см),

Г. .    &===&!--(3.71)

....... ^ ..Ло — высота слоя засыпки над верхней образующей трубопровода • (по СНиП.II-45—75 Л0>80 см); Ь}-половина ширины насыпи на' уровне верхней. образующей трубопровода,

0,5 + -    1

(3.72)

Фгр

~


tg 45'

«й — угол при подошве насыпи,, градус (для сыпучих грунтов схй = фгр); tnu — заложение откоса насыпи, выражаемое в виде отношения единичной высоты откоса, к длине его проекции на горизонтальную плоскость (по СНиП .11-45—75 тп> 1:1,25); Ргр — давление от грунта засыпки на трубопровод, определяется в зависимости от формы поперечного сечения насыпи:

' при трапецеидальном профиле

„ _ „ „ 1Ь + °'п (» —Jh)) (-Ргр

(3.73)

Пг?У™    Ь    +    тнн-/г1}

при треугольном профиле

V

(3.74)


Ргр ^VpYrp

•-Р    ^2

Для несвязных грунтов, таких как песок, с сгр = 0, значение

Я] должно быть уменьшено на величину

?.„ =(45" ¦

фгр

~F


(3.75)


= 0.


250 см;


0,5 +


К


tg (45° — 36°/2)

К = 120 —


tg36° -120)


1


0,5 • 120


tg (45° _ зб°/2) = 43 см.


,38


Пример. Проверить устойчивость прямолинейного участка газопровода III категории, уложенного в песчаной насыпи на болоте II типа. Исходные данные: Од—102 см; р — 75 кгс/см2; А^ —50° С; 6=1,4 см; Р = 442,5 см2; /=560 000 см4;. ?т.п = = 4,24 кгс/см; 5 = 169 550 кгс; угр= 1,6 • 10~3 кгс/см3; сргр = 36°;


Назначаем предварительно размеры насыпи:    Л0=80 см;

hx = 120 см; ан = фгр = 36°; тк 1 ; 1,38. Тогда

1


120 + 80 =200 см; V 80


250-

(200


140


102


Lrp-


140 см;


Находим предельные сопротивления грунта поперечному перемещению трубопровода

1

(200— 120)

140 + 0,5


(200 — 120)


1,38

-f 0,087 ¦ 120 tg2 ^45—J = 5,1 кгс'/см;'    :

= 0,087 кгс/см2;

Е2 — 4,24 tg 36r' = 3,08 кгс/см;

0,8-0,0016 • (J 2Q3 433)

Н- 0 = 34,96 кгс/см;.


lg2 /450 _    \    +


2


)


<7В/11 = ?2 -(- ?1 -- ?акт ~ 3,08 -j- 34,96 — 5,1 = 32,94 кгс/см:

сопротивление грунта продольному перемещению трубы

тлр 0,087 tg 36 -j- 0 = 0,063 кгс/см2; р0 = 3,14-102-0,063 = 20,2 кгс/см. '

Л


Определяем продольное критическое усилие NHP = 4 '^20ЖШ;94-!. 442^7^1 • !0:!);’-(Б,б. 10й):> =2 059ЙОО кгс../;

Проверяем условие устойчивости mNup = 0,9-2 059 600 = 1 853 640 кгс; 169 550 кгс< 1 853640 кгс/,:.

Следовательно, принятые размеры насыпи удовлетворяют ^с-'• .-•чловию устойчивости трубопровода в продольном-направлений^.-

.....На участках поворотов трубопровода в горизонтальной.,щр--

.скости размеры насыпи проверяются из условия устойчивости: . "трубопровода па сдвиг в сторону вместе с грунтом, .расиоло- :. женным над ним и со стороны, препятствующей -сдвигу "

/(рис. 23):

Г J----Г---^    »    ЗДИ ...    •    '.Г.Г.ЛГ......-

фициент запаса по сдвигу;: грунта, принимаемый равным 1,25; <7сдв— сопротивление грунта сдвигу трубопровода вместе с частью насыпи, отнесенное к единице длины трубы,


Рис. 23. Расчетная схема нагрузок при определении сопротивления трубопровода сдвигу в сторону


где R— радиус изгиба оси.. трубопровода; кот крэф-


а   п v f h (2а --О») + (26 — Рц) i

Я слв    ^rpVrp/rp^-H    ^    +    ¦

+ /тр 19т. п + rtL’pYppAi ~ Ai)3 _Ь Сгр - — , .    (3.77)

здесь /гр—коэффициент трения грунта при сдвиге, равный tg<Prp (табл. 8); /тр —коэффициент трения трубопровода о грунт, равный 0,25—0,36; а — половина ширины насыпи понизу,

,а^Ь + -^—;    .    (3.78)

Таблица 8

Расчетные характеристики уплотненных влажных, грунтов .средней полосы СССР

Грунт

Фгр, градус

/гр *6 Фгр

Сгр, кгс/см1

Гравелистый песок

36—40 "'

- 0,7—0.»

0—0,02

Пе'сок средней крупности

33—38

0,65—0,75

0,01-0,03

Мелкий песок

30—36

0,6—0,7

0,02—0,05

Пылеватый песок

28—34

0,55—0,65

0,02—0,07

Супеси

21 —25

0,35—>0,45

0,04—0,12

Суглинки

17—22

0,3—0,4

0,06-0,20

Глйны .

15—18

0,25—0,35

0,12-0,4

Торф

16—30

0,3—0,5

0,005—0,04

Пример. Проверить устойчивость трубопровода в насыпи с размерами, рассчитанными в предыдущем примере, .на участке поворота в горизонтальной плоскости'с 7? — 900 м.

. Определяем сопротивление грунта сдвигу трубопровода вместе с частью насыпи

а ~ 140 -j--^—= 415 см;

lg36°

q0№ = 0,8 - 0,0016 • 0,72 -200    +

+ 0,35[4,24 -h 0,8.0,0016-102 (200 — 102)1 + 0 = 47,71 кгс/см.

Проверяем условие устойчивости (3.76)

1^98“= 2,35 кго/см:

r    9-т

47,71 кгс/см > 2,35 кгс/см.

Условие устойчивости выполняется.

На участках поворотов трубопроводов в вертикальной плоскости устойчивое положение трубопровода в насыпи против

подъема вместе с грунтом обеспечивается при соблюдении условии

2/VnS


¦(3.79) .. (3.80)


%.„>


^кр


1 +


ш \ /


^,

р/?


Рис. 2-!. Расчетная схема нэогнутых. участков . трубопроиода и насыпи и вертикальной плоскости


где 9в.„ — определяется по формуле (3.63); кул — коэффициент запаса устойчивости против подъема трубопровода вйё&тё-с грунтом, принимаемый равным 1,25; /кр— расстояние ио 'прямо!! между началом и концом вертикальной кривой (рис. 124)';

. f — стрела изгиба трубопровода в пределах расчетного криво-линейного участка; кр—расчетный коэффициент, зависящий .: от угла поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости при pB'«S45° /гр = 1, при Р„>4о°    ,    ^1111+


(3.31)


. -Значения /кр, f, R и (3» связаны между собой следующими, .'зависимостями:    .    ,..11::::::;.:



• •’ у339Ш-


t Рв.


kf,


sin-


(3-82): (3.83)


2R sin


"кр


|/


«Р

4


f = R-


П р и м с р. Проверить устойчивость трубопровода в насыпи.. .С/размерамй, рассчитанными в предыдущих примерах, на уча-"

¦ стке поворота в вертикальной плоскости с — 900 м и рп—50°.

Находим длину криволинейного участка и стрелу изгиба трубопровода'

L. = 2 • 90 ООО • sin — = 76 070 см;

ИР    2

f = 90 ООО — ]/90 ООО2 —    = 8432 см.

76 070а


Прйверяем условие (3.79)

дв п 0,8 • 0,0016 • 102 (^8Q + Х-~ —    +    4,24    =    16,11    кгс/см;

2 kyMS

2-1,25-169 550


=2,25 кгс/см,

16,11 > 2,25 кгс/см.

Условие выполняется. Проверяем условие (3.80):

ky.u S 1,25-169 550

= 2,26; 16,11 > 2,26.

k^R 1,043-90 000 Условие выполняется.

§ 14. Расчеты продольных перемещений подземных трубопроводов

грунт» только упругой связи. Рассматривается случай, когда' один конец трубопровода закреплен, другой •— свободен; Под действием силы S трубопровод деформируется в пределах участка длиной /). Перемещение граничного сечения на свободном конце достигает наибольшего значения; перемещение любых других сечений зависит от сопротивления, оказываемого окру-;

жающим Грунтом перемещающемуся трубопроводу, и продольного, усилия в тр.убе.

тш/ш/шт/т

У

¦-» L]

$

|

х

0

/////У,

Рис. 25. Расчетная схема для определения перемещений полубесконечного тру-...,., бопровода при    упругой

связи трубы с грунтом


Продольное усилие в трубопроводе, можно найти по формуле (3’57), а предельное продольное усилие, при, котором на всем .участке в'заимодей-’ ствия трубопровода с грунтом еще'сохраняется упругая;связь, определяется, следующим образом:

•    (3,85)    ¦

пр

где - Тцр — предельное сопротивление : грунта 'сдвигу, определяемое по формуле (3.60) с учетом коэффициентов , = 1; пгр=1,2; р — параметр, определяе-'

перегрузки птр=1,1; ппр: мый по формуле


(3.84)


р = j/' 3°^ Если выполняется условие

(3.86)

(3.87)


EF’


S<Puv

то продольные перемещения, касательные напряжения по контакту трубы с грунтом и продольные усилия на длине 1{ трубопровода распределяются по следующим зависимостям:

S sh

(3188)


и (х)


т (х) —kuU (X)

kuS sh . ' $EF ch ($1г


(3.89)


ch p*. ch

¦Р (X)


(3.90)


здесь sh x и ch ж — функции гиперболических синуса и косинуса, определяемые как

(3.92)

k„s


(3.93)


piEF


а касательные напряжения

•.,.•1.7."-.    *(/i)    =


..Линейная зависимость упругом связи (3.84) в действительно* сти/наблюдается лишь при незначительных перемещениях. В мо-

•т

/

¦

§~

• ,0

/

rz.uH-^

ц

Рис

г 26.

Зависимость

т ~=f{u)    для упруго-

¦¦¦ пластичной связи

у

h

-——-

' 1ц/1

Рпр

S

1

— X

—х—1

-‘л •

'//////¦

Рис. 27. Расчетная схема для определения перемещений по-лубесконечного трубопровода прн наличии участков упругой и пластичной связи трубы с грунтом

делиНупругопластичной связи линейная зависимость между касательными напряжениями т(х) и перемещениями и(х) сущест-вует-до значения х(х) — тПр, после чего перемещения происходят при-неизменном значении тпр (рис. 26).

На-' рис. 27; изображена расчетная схема для этого случая. Если действующее в трубопроводе продольное усилие 5 удовлетворяет условию

S > Р

(3.94)


пр»

то рядом, с участком упругой связи (/]) возникает участок пластичной связи трубопровода с грунтом (/лл). На участке упругой, связи, распределение и(х), х(х), Р(х) определяется по формулам- (3.88), (3.89), (3.90) с заменой величины S на Р В конце .участка будет

пр.


ьпр


и(Ц


Чк)


1,лр’


rip-


(3.95)


-“¦Участок пластичной . ^язи в этом случае ;;г.::ке1! вег'рини-мать-оставшуюся часть усилия (S—P,,р).

1


U    .    (3.96);


I


и (хп)


(3.99)


р0 .== лД,тпр.    v    (3.97)

Продольные усилия по длине трубопровода на участке /, -.изменяются по следующей зависимости:

¦ Р (*п) = PnV + /W


Продольные перемещения па участке /пл с учетом, смещения на участке lt можно определить по формуле


2

^пр-^п ^О-^П

~EF~ + 1EF


(3.98)


где


Р о


Определяем предельное продольное усилие для упругой

СВЯЗИ    г    ¦¦¦:¦'¦¦*</    о    ¦    Щ 6’    р

Р _ AlgWlSJO94 870 кгс. г пр —    0,5

Соотношение величин S и Рпр-— 169 550>94 870 кгс указы-вает на наличие упругопластичной связи' трубопровода с грун-

. том.

Длина участка пластичной связи

wn_ 94 870


ШЙ 550—94 870 _ 1900 сМ> 39,4


'ПЛ


Полное перемещение свободного конца участка трубопровода (при J?n = /„,r,) находится как    .    ¦    ¦

S3 -

(3.100)

пр


и (/п


2 p0EF

-Пример. Определить полное перемещение свободного конца участка трубопровода длиной /=120 м, построить Щтюры распределения перемещений, касательных напряжении . и продольных усилий по длине участка. Исходные данные: :D„ — = 102 см; р = 75 кгс/см2; Д/-50°С; 6 = 1,4 см; F = 442,5;.см2; 5 = 169550 кгс; ^7тр = 3,47 кгс/см; ^Г[р = 0,81 кгс/см; Yrp= 1,6X ХЮ~3 кгс/см3; фгр—36°; сгр = 0; п = 0,5 кгс/см3; ho—80 см.-

Определяем вес трубопровода и продукта в нем с учетом, ^коэффициентов перегрузки (/гтр=1,1 и/%р=1)    •

: 2867 кгс.


. qT n = 1,1 -3,47 + 1-0,81 = 4,63 кгс/см. .

Подсчитываем предельное сопротивление'- грунта (ягр=1,2): (гМУъ - :г 5':> Ch^ с;:#'-'/'

сдвигу


sh Р*


4 ^    ~    мZi us

\U 2-102-J


¦1022    ~-'°г /    юг\

— •1-2.102^80 -1-—J X

1,2-1,6-10—®-


¦'гр

3,!. 4 X

о С + 4,63

36° у 2 J


X tg'1 45°

<?, В V

0,169 кгс/см2;

о | Ц! 5 9 V

X 102 if,,?

тпр = 0,169 tg 36° + 0 = 0,123 кгс/a-Сопротивление грунта продольному перемещению трубы 3,14-102-0,123 = 39,4 кгс/см.

с;*:2.


а участка упругой связи

1г = 1 — /пг = 12 000— 1900 = 10 100 см.

Определим перемещения, касательные напряжения и продольные усилия в нескольких сечениях участка упругой связи,

заменив в формулах (3:88) — (3.90) значение 5 на Рвр-.

.4,192 , .-4,192

= 0,415-ю-3-10 100 = 4,192; ch    -—

= 33,085.    .

При лг=0; «(л:—0) =0; т(х' = 0) =0 Р(х = 0).= 94 870

.    ...    .    33,085

При х— 1000 см; |Зж=0,415-10-3-1000 = 0,415;

-    е0'4

0,4270; chP* 1,0874;

0,0032 см;

U (X) —-“‘.г    --

V'    0,415-10—3 -2,1-10°-442,5-33,085

%(х)~ —0,5-0,0032 = —0,0016 кгс/см2

Р(л:) = 94 870-Ь^- = 3118,1 кгс.

4 '    33,085    .......

Результаты вычислений для остальных сечений занесены в табл. 9.

73

Результаты вычислений и (х), х (а;) и Р (х) на участке упругой связи трубопровода с грунтом    ........

Абсцисса сечения х, см

р*

Гиперболические

функции

Продольные перемещения и (х), см

Касательные напряжения х (х)¦ кгс/см*

Продольные j усилия Р (х) ‘ кгс

sh |3 х

ch (3 х

о

0

¦о

1

0

В

. 2867 ¦

1000

0,4il5

0„427

1,0874

0,0032

—0,0016

3118,1.

' 2000

0,83

0,9286

'1,3647

0,0069

—0,0034

3913„2

3000

1,245

! ,5925

1,8804

0,0118.

—0,0059

5392

4000

1,66

2,5346

-2,7247

0,0188.

—0,0094 .

7813

5000

2,075

3,9195

4,0451: ¦

0,030.1

—О..ОГ5

11599,2 '

6000

2,49'

5,9892

6,0721

0,0445

—0,0223

17411,5

7000

¦2,905

9,1052

9,16

0,0677

—0,0338

<26266 ¦

8000

3,32

13,8121

13,8482

0,1027

—0,0514

39709,2;.....

" 9000

3,735

20,9321

20,9559

0,1551

—0,0778

60090,3.-..

10000

4,15 :

31.709!

31,724»

0,235®

—0,1179

90970

10100

4,192

33,0699

33,085 .

0,2459

—0,1229

Х9^87Ю“-.

' В конце участка упругой спязн значения искомых величин./ определяем по формулам (3.95)    ......jj.....

и п \ = -IdSL = 0,246 см; т (/х) = — 0,123 кгс/см2;

:Л‘Ч?


0,5    •    '    ¦    .

р (У == 94 870 кгс.

Аналогично на участке пластичной связи, определяем при^ а-„—500 см    ,    Я”

р(х^ _ 94870 + 39.4-500 = 114570 кгс;

0,123    94 §70>500    ,    39,4-б00а

¦¦ 0,302 см;

гфп)


0,5    ‘    2,1 • 10°-442,5    '    2-2,1-    10в-442,5

t(^) = ~OJ23 кгс/см®.

Результаты вычислений для остальных сечений участка пла- .. стичной связи приведены в табл. 10.

Таблица 10

¦ж


Результаты вычислений и (х) и Р (х) на участке пластичной связи трубопровода; ::

с грунтом

Абсцисса сечения *п, см

Продольные перемещения ] . «(*„)• см 1

Продольные усилия Р ( л:п), кгс

500 1000 1500 • 1900

0.3023

0.3692

0,4467

0,5163

114 570 134 270 . 153 970 169 550

Л-

I

Рис. 28. Распределение продольных перемещений, касательных напряжений и продольных усилий по длине участка трубопровода


;>*•

г

¦ц

.V

¦ -Полное перемещение свободного конца участка трубопро^ вода определяем гГо формуле (3.100)    '    '

0,123. .    169    5502    —    94    870г

0,516 см.

и (/пл)


2.39,4.2,Ы0«-442,5

0,5


На рис. 28 изображены эпюры распределения продольных перемещений, касательных напряжений и продольных усилии по длине участка трубопровода, рассчитанные в этом примере.

ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДОВ В НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ

§ 15. Определение количества    ...    .

транспортных средств    -“9

При строительстве линейной части магистральных^трубо-^ проводов приходится выполнять большой комплекс транспорт--' ных работ, связанных с перевозкой отдельных труб 'И''.ВШци#? запорной арматуры и других строительных материалов; 7 при:, этом значительная часть этих работ приходится . па доставку.: отдельных труб и секций на трубосварочные базы и на трассу... Необходимое число трубовозов можно определить следую-:';

щим образом [1].    .......

Время одного полного рейса туда и обратно

ГгР = f-^~+-?L-+ta+ta)kn,    :т4-Ш

\ vcp.rp - vcp О    ./

где — длина пути груженого трубовоза; 5П — длина~?;путий порожнего трубовоза; оСр.гр средняя скорость груженого^ тру.т.:: бовоза [1]; у0ро — средняя скорость порожнего трубов.о'з;а;:^тч t& — время, затрачиваемое соответственно на погрузку ’ .и-. вы- • грузку, f 1]; ka — коэффициент, учитывающий возможные простои, /г,,--1,2-1Д    . •    :

Число рейсов одного трубовоза в сутки    ¦" л"-:.-.-.-;. ¦.

jV,


СУТ


(4.2)


где Тсу? — часы работы трубовоза в сутки. Общее число необходимых рейсов для перево:м;!! среднего числа поступающих в сутки.труб

(4-3)

9Р    ..    7    •

где Qop —среднее число труб, поступающих на железнодорожную станцию; qv число труб (плетей), перевозимых трубовозом (плетевозом) за один рейс.

Необходимое число трубовозов

'//ss/ss/s//'//'////////;/////, Рнс- 29- 0сновиые размеры полосы

криволинейного движения гране-

портных средств прн проезде прямоугольных поворотов: a — схема прямоугольного проезда; б — номограмма вписывания плетевоэа s прямоугольный проезд

Рис. 30. Зависимость лопусгимой величины свеса от профиля дороги

h-м

я-И-Ии

УА//////У/У/У?7/?7/7777;

I


Длина пути подвоза


(4.5)


где a, b — ближайшие расстояния до трассы от железнодорожных станций; /м—.длина обслуживаемого, маршрута.

При транспортировке длинномерных грузов важно определить, особенно на. поворотах в 90°, необходимую ширину проезжей части полота дороги (рис. 29).

В условиях пересеченной местности необходимо также опре-делить максимальную величину свеса транспортируемых сек-дий (рис. 30).

§ 16. Расчет напряженного состояния трубопроводов при погрузочно-разгрузочных и транспортных работах

При выполнении данных работ как в отдельных трубах, так и в секциях труб возникают напряжения от изгиба в процессе их выгрузки из полувагонов, погрузки на- трубовозы и плетево-

Р^с. 31. расчетные схемы, при производстве I погрузочно-разгрузочных ' и транспортных работ:


У

*0

К, Ktу| Ы. 1

^2 И1

л

”Тг

fix

L —-


гтр


7,27?»Ц7

/1'П^тр ...


(4-6)


где RII — нормативное Ч'сОЦро-тквление трубной стали,. ран-ное минимальному, пределу-'-тё--кучести; nTPq* — расчетный--

вес единицы длины трубопро> .вода.    ¦    '

При транспортировке плетевозами секций оптимальное расстояние между коником н роспуском определяется из услЬвия равенства пролетного и опорного моментов (рис: 31,в). Величина переднего и заднего свеса при этом составит    .

/С1, = 0.207/.    '    (4.7)

: ..П р II м е р. Определить наибольшую длину поднимаемой .плети по расчетной схеме а при следующих данных: DBX6=='

= 1020X14 мм; W == 10 980 см3:    =3,473    кгс/см';    материал-^-,

сталь 14Г2САФ; ^' — 4000 кгс/см-.

По формуле (4.6)


а— при строповке за концы трубы или секции; о1- при строповке за середину трубы или секции; в—при транспортиров*

I    ^ке на плетер.озах


• 4000 ¦ 10 QS


м.


§ 17. Расчет напря>'-' трубопровода при плп.ч ¦ раб" ¦

Укладка трубопровода в про-ствляться сбвмещеиным и разл- -' (в зависимости от сложности) Г" четная схема может, быть епммен

78


J. 1 -3,47.3


/


зьг, а та клее при транспортировке. Применительно. -.к-".'выгрузке и погрузке труб „и:сек-цнГ огут быть две-расчетные схемы (рис. 31, а, б),;при этом максимально возможная длина трубы или секции .при выполнении данных операций . определится из выражения

/ 8W-0,9Ro

I ~ и» t


люо положение может осуще-и.ным способами, при этом условиям строительства рас-Ч1ЧПОЙ — подъем и перемеще


Г

V:


nTpfy


• ,\


•'!,,ого состояния ! -'-'нно-укладочных


9100 см = 91


ние трубопровода на одном горизонтальном уровне (рис. 32) и несимметричной — на разных

уровнях (рис. 33).

В. процессе проведения изоляционно-укладочных работ каждое сечение трубопровода испы- 0тывает при его подъеме значительные напряжения от изгиба.

Весь приподнятый над землей участок трубопровода МОЖНО Рис. 32. Расчетная схема сим-

рассматривать • как неразрезную    метричиого    подъема:

многопролетную балку, в кото-.

,рой имеются две крайние зоны

(пролеты) и одна средняя, заключенная между крайними трубоукладчиками (см. рис. 32).

¦ Как показывают примеры расчетов, наиболее напряженным является первый пролет длиной/ь

4 Г pth

= 2,46 ]/    (4.8)

V Ятр


Из условия предельного снижения напряжений в приподнятом трубопроводе могут быть рекомендованы безразмерные параметры подъема (табл. 11).

Пример. Рассчитать схему симметричного подъема трубопровода размером 1020X14 мм тремя трубоукладчиками. Исходные данные: ?7= 1,175-10е тс/м2; <7тр=0,347 тс/м; ht = l м. Расстояния между трубоукладчиками определяются по фор-'

муле

‘ f Elh,    , кл-7 //u75-10«.l    г

—L. = 1 507 I / —-= 64,5 м.

qTp    /    0,347


где EJ—• изгибная. жесткость трубопровода; q7V— собственный вес единицы длины трубопровода.

Рис. 33. Расчетная схема несимметричного подъема трубопровода тремя трубоукладчиками


т — 1^.1


1,647    1,784


1,476


1,909


I


1,507    1,364


1,749


1,263


;7

*    f?Tp


и


1,04


0,896


0,811


0,751


у ElhDl


Уст


А',.


2., 09 '.


3,884


2,461


2,224


il ,998


У LHh.q,


тр


/<,=


1,507


1,183


1,364.


У^ Ellitq


0„5'64


1,081


0,809


0,657.


~V EhlYcv


0,742


0,696


0,757


0,725


0,667


V Ehtfc


Нагрузки, которые необходимо поддерживать на крюках трубоукладчиков, находятся как    •


Кг^КгУ    --    2,2*24    j*' 30®• 1 -0,3® -33,1 тс;


Д'2-Л'2| Elh{qlp = I i 105 -1 • 0,33' = 22',4 тс.

Напряжения от погиба и i;:-: ¦ -лее опасном (опорном) сечении определяются по данным ф: чко-мехаинческих свойств ста-


ли (? = 2,1-10е кгс/см2, уст = 0,00785 кгс/см3) и подсчитываются-: по формуле

Ql = a, /Ehfln - 0,809 /2,1 ¦ 10s • 102 • 0,785 • 10~2 = 1040 кгс/см2,..

что намного меньше расчетного сопротивления стали R% для трубных сталей.

При несимметричном подъеме задачу расчета параметров-изоляционно-укладочной колонны рассмотрим при использовании трех кранов-трубоукладчиков (или трех групп спаренных, трубоукладчиков), причем в качестве точки сравнения выбираем место опирания трубопровода на второй трубоукладчик,, т. е. точку 2 (см. рис. 33).

Опорная реакция

6?7Аг ! <7хр^г

(4.9).


+~

где El V— изгибная жесткость; qtX) — вес единицы длины трубопровода; 1\—длина от точки опирания трубопровода на дно-траншеи до первого трубоукладчика,


(4.10).

Усилие на крюке последнего трубоукладчика может быть выражено через длину / при условии равенства опорных моментов:

2


/Q _ - Qua (/2л — h) + -~~ ^(Ал + Ml • (4.11 >

(^2л    ii) L    ^


Уравнение-углов поворота ср в точке 2 представим в следующем виде:

ф2л = ~ШГ f    + Kl (/ал “'- Qm {1ш - bxfqJTL 1 ¦(4 л 2)'

а уравнение прогибов /г в той же точке как

Задавая различные, значения /2л, можно получить графическую интерпретацию уравнений (4.12)" и (4.13). Кроме того, нетрудно будет построить и кривую, связывающую между собой параметры ср и Л. Для той же точки 2 найдем аналогичные уравнения, рассмотрев первую часть расчетной схемы. Для этого установим сначала взаимосвязь между некоторыми параметрами, входящими в эту часть схемы.

Так, реакция грунта на трубопровод Ra может быть представлена через длину пролета /3:    ......'.....-

-¦- Заметим, что удале«,«^    Вашш.м

Жовения трубопровода с поверхностью строительной полосы

"{Ьч— /3+^2) также не представляет собой самостоятельного.не-Т;;-Известного.    '    .

Усилие на крюке первого в колонне трубоукладчика можно-, найти из рассмотрения уравнения прогиба для точки,-в которой « работает очистная машина, '    :    ¦¦¦'

'(Ш


Г3 2


Общая длина правой части рассматриваемой схемы 7^' on.-.' : ределяется .из условия равенства опорных моментов путем ре-.. .шения квадратного уравнения

—(R ; : f<3-Q04)i*n + (Wr -Qmbt +    =    0.    '(4$)

Уравнение углом поворота фгп в точке сравнения запишем'в следующем виде:

Уравнение прогибов /г2п относительно поверхности строи-... ..тёльной полосы представим как

= -777- RJln + /с, (4п - /з)3 ~ <Зоч (к„ - b2f    .    (4:18)

(4.19)


Точки пересечения этих кривых дают графическое решение задачи. При получении нескольких возможных вариантов ре-, шения выбираются наиболее подходящие с технологической точки зрения. В качестве примера на рис. 34 приводятся результа-. ты расчета параметров изоляционно-укладочной колонны, производящей строительство трубопровода диаметром 1020 мм; Были приняты следующие исходные данные: ?7=10,5-104 тс-м2, <7тр = 0,3 тс/м; Дт = 2 м; ЛИз=2,4 м; /гоч=1,6 м; di=d2=“& м;: Q„3 = 3 тс, Qo4,==5 тс. Оба решения сведены в табл. 12. С точки-зрения нагрузок на трубоукладчики более выгодным является второйвариант.

Предельное снижение изгибающих моментов, возможное при использовании трех трубоукладчиков, может быть достигнуто

д

/ .

/

/|

1 И

¦>

' 1 ....... L

ТЧГ’ J.....11

1

110 120


\

\

N

\

¦1

!\

0,01

от

ом.

о, о г


Таблица 12

Решения

Параметры

I ,

II

(^2Л' м

39,5

32,8

(^2П Л), М

59,5

46,5

/Cl, Т

22,1

21,1

Кг, Т

15,3

12,4

К», т

26

24

Ьг/1,м \ ‘f

и при большем числе трубо- \гп,» у укладчиков. Правда, необоснованное увеличение их числа в -колонне является невыгодным. Кроме того, чем больше трубоукладчиков участвует в укладке, тем труднее синхронизировать их работу .и тем чаще могут возникать, различные отклонения действительных значений параметров от оптимальных расчетных — это приводит к появлению дополнительных .напряжений в трубопроводе. Однако в некоторых, случаях возникает необходимость в увеличении числа трубоукладчиков, например при недостаточной грузоподъемности имеющихся трубоукладчиков. Увеличение числа трубоукладчиков против расчетного необходимо также при строительстве-трубопровода в сложных условиях (на сильно пересеченной' местности, на болотах и т. д.). В каждом из этих случаев требуется индивидуальное решение задачи.

Рис. 34. Пример расчета изоля-ционно-укладочной колонны с тремя--трубоукладчиками


При несимметричной схеме подъема трубопровод изгибается' не только в вертикальной плоскости, но и в горизнтальной в-процессе его надвижки -с бровки -на ось траншеи. Как показывают расчеты, учет изгиба трубопровода в горизонтальной плоскости .дает увеличение суммарных приведенных напряжений от изгиба не-более чем на 5%.

Определив необходимые подъемные усилия К\, Кч и т.. д., подбираем марки кранов-трубоукладчиков, используя зависимость

где А3.г — коэффициент запаса грузоподъемности, учитывающий неровный рельеф местности, /га.г=0,9; Мопр — номинальный или паспортный опрокидывающий момент трубоукладчика; а — вы-'

а    б


= 0,3 + ^-    (4.21)

Таблица 13

Характеристики трубоукладчиков

Марка трубоукладчика

Максимяльмаи груяолодъем -ность, т

Максимальный момент устои-ЧИВОСТИ. ТС’М

Максимальный вылет крюка, м

Масса

трубо

укладчика',

т

Т 614'

6,3

14

5

12,4

ТЛГ .

12

30

4,5'

1&

ТО 1224 (ТО 1224В)

12

33,6

4,5

1.9,2

Т 1530 (Т 1530В)

15

42

5

24.06

Т 3560 (Т 3560М, Т 3560Л)

35

74

5,5

. 36,4

ТГ 351

35

97

5,5

40,4

CAT-59 4

90,7

100

7,3

54,6

.до максимального у последнего трубоукладчика

-jH-Mgqvp + -7

атах — Н~Фгр 4--^ + 0,3,    (4.22)


тде В и hT ¦—соответственно ширина и глубина траншеи.

Данные по характеристикам трубоукладчиков приведены в табл. 13 и на рис. 35.

§ 18. Расчет радиуса упругого изгиба

трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях

Магистральный трубопровод любого диаметра и назначения имеет криволинейные участки в горизонтальной и вертикальной ллоскостях, что обусловливается необходимостью обхода различных препятствий, рельефом местности и наличием различ-' ных    переходов    через естественные и    искусственные    препятствия.    Повороты    могут осуществляться    при    помощи    упругого

(свободного) изгиба, а также при помощи вварки кривых труб, .изготовленных в холодном состоянии на трубогибочных станках, или .кругозагнутых вставок, изготовленных методом горячей штамповки или сваренных из отдельных сегментов;

Радиус упругого изгиба в горизонтальной плоскости из условия прочности равен [14]

Ягор>^,    (4.23)

4СГИ

где оа — напряжения от упругого изгиба,

аи < 0,15-^- — atEkt ±    г|)3    (4.24)

о    дн

Проверка на вписывание трубопровода в траншею, учитывая несоответствие упругой оси трубопровода г/тр и круговой формы очертания оси траншеи у, производится из условия

&У = Утр~-У =

14    Р»1%

81 EI


— (Ягор — |/ Я?ор — у lip ^    (4.25)

тде /кр — длина криволинейного участка; В — ширина траншеи по дну; ?>ю — диаметр заизолированного трубопровода; Рпусилие, необходимое для изгиба трубопровода,

(4.2Й)

*кр

/    .»4ЬII I — cos ¦—-

Яоо, = I/ -v..........-........-¦4;    -    (-4.27>

у

для «выпуклого» рельефа местности


1    5(?тр«в

яВы„=г/-^7-,    ¦    ••• (ту

' ?трав

.где йв — угол поворота трубопровода в вертикальной плоскости;.

9Тр — собственный вес трубопровода.    ...... .....

Радиусы упругого изгиба в вертикальной, плоскости из уело-¦"'вия' прочности определяются:

для «вогнутого» рельефа местности

.    (4.29).

Из условия прочности (4.23) определяем минимальный радиус упругого изгиба в горизонтальной плоскости

п    „    3-2 100 000-102    , ,САСА

R,on -  = 146 050 см;

,ор    4-1100

в вертикальном плоскости на «вогнутом» рельефе местности1 по формуле (4.29)

Г>-    .    3-2 100000.102    цсоос    ......:......Г

Rво!- >- —1-  = 116 836 см;

5-1100

на «выпуклом» рельефе местности по формуле (4.30)

П- _    2 100000-102 п-оси

Rmm , - ---= 9/ 364 см.

2-1100

Таблица 14 Результаты расчетов радиусов упругого изгиба

Угол поворота ав, градус

Параметры

1

2

3

4

S

Длина криволинейного участка Л<р=Яг»р cos (90°~-«в). см • ' Усилие, необходимое для изгиба трубопровода, Ри по (4.26), кгс Разница ординат оси трубопровода и оси траншеи Ау по (4.25), см

2549

5097

7643

10 188

12 729

5177,2

2589,6

1727,4

12%,6

1038,4

1,65

6,6

14,86

26,46

41,41

Радиус упругог.о изгиба в вертикальной плоскости на «вогнутом» рельефе местности из условия прилегания трубопровода ко дну траншеи RBOr по (4.27), см

221 743

139 531

106 485

87 930

76 79'3

То же, для «выпуклого» рельефа местности Явып по (4.2.8), см

208 675'

131 381

100 264

82 757

71 320

Результаты дальнейших расчетов сведены в табл. 14 и изображены в'виде графиков на рис. 36.

Приведенные формулы получены без учета податливости грунта. Поскольку грунт оказывает сопротивление поперечному


Рис, 36. Определение радиусоп упругого изгиба й вертикальной и горизонтальной плоскостях:

1 — границы допускаемых радиусов


Рис. 37. Схема к расчету упругоискривлен-ного учлстка трубопровода

перемещению труб с иитепп-тппгтыо </гр, то распределенная нагрузка будет (рис, 37)

Ч ¦    (4.31 >

/ где qv — поперечная нагрузка, обусловленная внутренним: Давлением,'

я0~р    ¦    •

¦    (4-32).

4 R

Введем обозначения:

(4.33>

(4.34>

(4.35)

(4.36>


Т} : /?=/

sin ф = т =


1 + 4rf

8т)

2г]

1 + 2п3

Р«

21 '


¦ ..inпост)I грунта минимально допустимым ра-:л'гоискрнвленного • зстка

С учетом ;; диус кривизн:.:

R mi п    ’


ED„

(4.37)

°пр0.15~~2~ ± (1-Р)

где оЦ—максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий (3.54); р — коэффициент, учитывающий уменьшение напряжений за

«счет изменения.длины искривленного участка при его попереч-шом перемещении,'

В    =-—.    (4.38)

15 т2

Из (4.37)    видно, что    при р — 0    и Д^ = 0 формула для    радиуса

'кривизны приобретает обычный вид

Дт,п>-^-.    (4-39)

К,

Пример. Определить /?тш при следующих исходных дан-’ пых: #„=122 см; 6 = 1,4 см, Ьв= 1.19,2 см; р = 75 кгс/см2; At= = +50°С; ai = 12• 10-6 1/° С; ? = 2,1 • 106 кгс/см2; р = 0; а?р = == 3000 кгс/см2.

По (4.36) минимально допустимый радиус кривизны в эксплуатационный период

Rmin = 380 м.

Однако в период монтажа i?mm может быть и большим.

По (4.38) Rmta — 427 м. Следовательно, RMn необходимо принять по условиям монтажа.

§ 19. Расчет напряженного состояния горных трубопроводов в период монтажа

Прн укладке на продольном уклоне в трубопроводе возникают дополнительные монтажные напряжения, которые зависят'. ;;;-от диаметра трубопровода, характеристики склона и способа,, '¦монтажа [1, 4].    . ..

¦;•• • . Если угол продольного уклона больше: предельного угла,, .т. е. аскл^'йпред. то незакрепленный трубопровод будет сползать по склону и в нем возникн'-г максимальное растягивающее-/усилие при монтаже сверху вин - (рис. 38), равное

1


Лчпх = 0тр* (sin “сил — / C0S «они).    (О; 1 )*

-где qTp— вес 1 см длины трубопровода; I — длина трубопровода; аскл — угловая величина уклона; f—коэффициент трения трубопровода о грунт.    .    ..,,7"

¦ Предельный угол определяется из соотношения [1]    ;

anPeH = arct gf.    (5.2);;

..• : При монтаже на продольном уклоне методом ¦ снизу вверх./ трубопровод будет сжат, при этом максимальное, сжимающее¦

; усилие, определяемое зависимостью (5.1), будет, у подошвы склона.

При аокл<аЛред сползания трубопровода не будет, так как , он.удерживается на склоне за счет сил трения. В произвольном сечении х при монтаже сверху вниз продольное усилие

__?тр ссСкл. sh

Р(х)

Р.С ирг при монтаже снизу вверх дт р sin «СцЛ sh ft (I -

(5-3),.

Р(х) =

ГЛС

Рис. 38. Схема к' расчету усилии в трубопроводе на продольном уклоне при монтаже сверху вниз


х)

ch р/

р


(5-4)-

Akq

(5.5),


EF

А — часть длины окружности.: трубы, опирающейся на грунт;..


— коэффициент сопротивления грунта при продольном пере-"мещении трубопровода.

Максимальное усилие в зависимости- от способа монтажа ^возникнет вверху или внизу склона и равно

р _ ?Тр Sin ССдкл    ^    ?тр    s|n    Кскл

max    fj.    (3

Напряжения

.    (5.7)

Пример. Определить напряжение для случая аСкя>аПред -при следующих данных: Z)„X6 = 1020Х14 мм; F = 442,5 см2; ••^тр = 3,473 кгс/см; / = 500 м; аСкл = 45°;-грунт — суглинок; / = 0,3. По формуле (5.1)

Ртах = 3,473 • 50 ООО (sin 45° — cos 45° • 0,3) = 85 950 кгс.

По формуле (5.7) .

85 950

194,2 кгс/см2.


442,6

Пример. Определить напряжения для случая аСкл<ацред лри следующих данных:'грунт—песок, аСКл=180; Л —150 см; Жи — 0,2 кгс/см3.

По формуле (5.5)

р = 1 /.........I50'0

--== 1,037,10-4 1/см.

442,5


Р у 2,1 -10?-4-По формуле (5.6)

п 3,473-0,309    .,Л

Рmax = —-1- = 1 0 450 КГС.

1,027-10-4

По формуле (5.7)

10 450

23,6 кгс/см2.


442,5

§ 20. Расчет напряженного состояния трубопроводов, подверженных воздействию оползающих грунтов

Как показывает практика эксплуатации, горные трубопроводы часто оказываются расположенными в оползневых мас--сивах. Рассмотрим основные случаи силового воздействия оползающего грунта па трубопровод [!, 3, 4].

Пусть трубопровод проложен в оползне на участке I

(рис. 39).

Силовое воздействие грунта находим по формуле

4яциПп .

(5.8>

II


(5.9),

1

Рис. 39. Схема к расчету труиопропода в оползневом массиве


Re-—чибло Рейнольдса; А,наружный диаметр трубы; von-^-кинематичёская вязкость,

(5,10>

ОП


v,


jx — динамическая вязкость; v,-,„ — скорость движения Оползаю-

(Ну


¦ щего грунта на глубине расположения трубопровода,    ...

(sin аскл — cos аскд tg <р ) — ^ у, (5.11 у

Уест — объемный вес в естественном состоянии; %p — угол внутреннего трения; сгр — сцепление грунта.

Как показали лабораторные исследования для глинистых: грунтов (супеси, суглинки, глины), величина ц изменяется в-; пределах a- 10u-ha-1014 П = 1 ч-9 — числовой коэффициент).

: Наблюдения за действующими оползнями показали, что при. fiCa-1010 П наблюдается проскальзывание всего оползающего» массива по подстилающему грунту.

'¦ Определяем предельные значения растягивающего усилия' в сечениях I и II при наличии упругой связи трубопровода-; с грунтом

fiEF

EF — жесткость при растяжении (сжатии); ku — коэффициент постели грунта при сдвиге; -Сщ,— предельное сопротивление грунта сдвигу,

тпр “ Тест    ’ У) Фгр ~Ь сгр'    ^    4)

Значение действительного растягивающего усилия Р определяется графическим методом из совместного решения уравнений

I

chk -~г — 1

/ „ ±s!L — /'ik + _2EE_'\_—?-+    (5.15)

п8Р \ Р кгР J    I    0

4    '    chfe —

2

О- /    р/2

- J/ -^r + W + ^ + ^W,    (5.16)

где

М0=—^-^5-—-— ;    (5.17>

ta3. + ith^

Р

Е1


(5.38)

(5Л9>


wa


М>я


(JlgL+aMoy    (5.20),


Uou «02—продольные перемещения соответственно участков /0i ¦и /02; «ел — продольное перемещение труб за счет слабины: участка I (1—1,5 см на каждые 100 м трубопровода); k0 — коэффициент постели грунта при сжатии; EI—жесткость трубопровода при изгибе.

Для совместного решения (5.15) и (5,16) задаемся несколькими значениями Р,:

При Pj<Pnp

«01 = «os =    -    ;    (5.21 >

pEF

Определив фактические значения.Рф и [ф, находим значения шзгибающего момента в сечениях х = 0, х — 1 по (5.17) и значение •.изгибающего момента в сечении х = 1/2

+    --J&.    .    (5.23)

Характеристика трубопровода: ДГ[Х6 = 529Х9 мм; /¦'— 147 см2;...

"W— 1880 см3; /==49 720 см2; ЕР = 3,087-10* кгс; ’?/«= 1.04412Х

Х1011 кгс* см2; ? = 2,1 -10й кгс/см2; материал трубы—..сталь

"14ХГС; i?5‘ = 52 кгс/мм2; 7?” == 36 кгс/мм2, расчетное соиротиплё-

Характеристика оползня: /¦---¦1000 см;    Я = 500    см;    II    —¦ у = •

-=200 см; аокл=26п.

По формуле    (5.11)

ооп =    (боо• зоо — -¦¦¦-) (sin 26° — cos26° tg 14°) —¦

_    300    = 1,273 ¦ 10“в    см/с.

ЫО7

Если перевести von в см/год. годовая скорость определится •• жак (ооп • 3,155 ¦ 107), т. е. t>a.OJl="H-0,2 см/год.

По формуле (5.10)

I ¦ 107.0,0961 • Ю3 л 1П1

von =-Пэ^о1^—~ = °'51610 см /с-

4-я-1 • 107-1,273-!0~° от /

л =-- = 3,91 кгс/см.

/гр    2    —In иЗОб-Ю-!1    .    .

По формуле (5.13)

тпр = 0,0019-200-tg 14° + 0,1 = 0,1947 кгс/см2.

По формуле (5.14)

8 = )/    =0,464-10-8 1/см.

м ^    3,087-103

По формуле (5.12)

р = _М64¦IQ^^Tnoe^^ = 69>72.10, кгс, пр    0,4

По формуле (5.19)

4/

а-= |/ --^2-• = 0,3355-10-2 1/см.

4-1,04412-


I

Для нахождения фактического значения Рф и f* задаемся? несколькими промежуточными значениями Р, равными 20-103, 40-103, 60• 103 кгс и определяем стрелки прогиба трубопровода при х —//2 по формулам (5.15) и (5.16).

Примем P=20-10? кгс.

По формуле (5.18)

' 20-103    4,3766    •    10-4 1 /см.

1,04412-Юи По формуле (5.17)

3,91 -4000    (0,3355-10-*)2 3,91.4000

М _    1>52.9

4 (0,3355-10—3)3

u, 91¦4ООО3 8-20-103


= Л


+


X


(4,3766- 10—1)а-20.103


4,3766- !0-<М000

ch


X


4,3766-10-“ -4000


ch


+ 2,6958-== 39,8 см.


Учитывая, что Р,-<РПр, по формуле (5.21)

20-103

0,1396 см.


0,464- Ю-з.3,087.10?

По/формуле (5.16)

f = h

:-1/    +0,1396 • 4000+0,1396 • 4000+0,6 .'4000 =

я у    3,087-108

= 29,55 см.    ¦..

Аналогичным образом рассчитываем параметры при Р~ = 40-103 кгс и = 60 -103 кгс (табл. 15),    .'.>¦'¦’

Таблица .15 Параметры при расчете поперечных подвижек грунта

и

L.

X

о

О,

О

1

о

J CN

j СМ

х;

о

g

о

и

к

о

3

в

a -.v

Н ' ¦' "

•"О

'¦'’ч-J'.....

.20

4,3766

0,8753

1,4082

0,7041

4,006

2,6958

39,в

--•29,546

40

6,1895

1,2379

1,8691

0,8449

3,689

Я5609

36,535

41,78

60

7,5605

1,5161

2..387

0„9080

3,413

2,4435 .

33,S3

¦51,174

•32,6

5,5677

1.1171

1,6922

о;аоб7

3,798

2,6142

37,6

.37,6

На основании построенного графика зависимости прод'оль-;.вого растягивающего усилн-' Р от стрелки прогиба fi и f2 ; (рис. 40) находим их фактические значения Рф = 32,6;103 кгс; ,./ф = 37,6 см.

По формуле (5.18)

?=]/    - 5,5877-10-4 1/см.

V 1,04412- Ю'>1

-52,9


Мп


3,91


3,798-10° кгс/см.



5,5877-10-*    5,5877-10—4-4000

. th •—----


1-52,9 5,5877-10-4-4000


5,5877-10~4-32,6-103


4-(0,3355-10"2)3


2-32,6-103


•th


+


32,6- Ю3


Рис. 40. График для определения    Рис. 41. Расчетная схема при ополз-

расчетных величин Рф, fф    невых подвизкках грунта на про

дольных уклонах

По формуле (.5.23)

3,91


3,798-10е +


Мп


(5,587.7-10—*)*


ch


5,5877-10—4 •4000


1


2,8782- 10е кгс-см.

3,91


(5,5877-10-4)2 Проверяем условие прочности (5.24)

32,6-Ю3 . 3,798- 10е    00.„    .    2

о- о =  -—¦ +-  2-243 кгс/см2;

х=1    147    1880

32,6-103 ,    2,8782- 10е

1753 кгс/см2,


+ '

1880

147


¦что меньше расчетного сопротивления материала трубы R2~ = 2817 кгс/см2.

Оползневые подвижки грунта на продольных уклонах

Рассмотрим наиболее неблагоприятный случай, когда подвижка грунта, перешедшего в предельное напряженное состоя-

ние, происходит одновременно вдоль всего склона., длиной С, причем . примыкающие горизонтальные участки рассматриваем как балки я упругой среде, характеризуемой в сечении х=0’ коэффициен<<>'.< постели на сдвиг kau а в сечении x^l'—hoz (рис. 41).

”, любо;.. п:...пзвольиом сечешп продольное перемещение

2a1P1sin аскл-


зч-Упр _ х% _j_ / 2а,. A, sin ап


и (X)


Я -р


koA


2EF


2alPl sin «скл kolDn


(5.25)

(5.26)

(5.27)


a продольное усилие ¦ip-


2a1EFP1 sin а0


Р(х) = лЦ,тпр* + ^•/f/;/'2Sih аскл-


fc0SDH/


где Aoi, ^02— коэффициенты постели на сдвиг;

4 k D    4

I у кГ>1иП .


1/


а


а»


V '"'4 ?7


4EI


Верхняя часть трубопровода будет растянутой, нижняя — сжатой. Принимая во внимание, что при ж—О Р — Р{ и .прих~1 Р — Р2, получим    .

jpcDftTjipl


Я,


(5:28) (5.29)

«1*02


ou/i0,

Соответственно продольные перемещения равны: при х^О

___ 2аtP, sin аскл .

(5.30)

(5.31)

(5.32)


/o(UDH

при х; = /


sin ас„„, koiDu

В частном случае при Л*..s --/гог.    =    «*=/

Р, -I- /!

Я


0,5я1>атпр;,

т. е. деформация трубопровод;) при ,с=//2 равна нулю, верхняя половина трубопровода иуде; растянутой, нижняя сжатой. Напряжения

§ 21. 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 лротив всплытия трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках, выполняется по расчетным нагрузкам и воздействиям из условия    <•;

¦ВКм (-^h.d9b 9тр 9доп)>    (5.34)

тде 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 йбетонировании в опалубке 1,07; при сплошном обетонировании методом торкретирования 1,1; при балластировке грунтом -,2;    коэффициент

надежности при расчете устойчивости положения трубопровода против всплытия, принимаемый равным для болот и периодически заливаемых участков 1% обеспеченности Кг1. в=1,05; Чдоп—расчетный вес продукта на воздухе, дополнительных обустройств в воде, а также обледенения в воде при транспортировке продукта с-отрицательной температурой; qB — расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод (с учетом изоляции), определяемая по формуле

<7В = 6,8D?pYBf    (5.35)

.2)тр—наружный диаметр трубы с "учетом изоляционного покрытия; Yu — объемный вес воды с учетом растворенных'солей л взвешенных- частиц грунта,

YB = 1100 -— 1150 кгс/Ум3;

<7тр — расчетный вес трубопровода (с учетом изоляции) на воздухе,

?тр = 9с.в + qm,    (5.36)

'Qa. в — собственный вес трубы; 9из=<7л + <7бр— вес изоляционного покрытия; qn — вес липкой ленты; qбР — вес оберточного слоя .(бризола).

Расстояние между, отдельными грузами балластировки трубопровода определяется по формуле

Qr.cp-VB^r

TYPICAL SWAMP WEIGHT


NOTES»

1.    CONCRETE HAS A COMPRESS(V? STRENGTH OF 20 HPo MINIMUM IN 28 DAYS.

2.    FOR REINFORCING USE 152 x 152 - РШ.7 к P1S.7 WIRE MESH,

3- CONCRETE HAS A MINIMUM DENSITY OF 2250 kg/m3.

4.    CONCRETE SURFACE DENOTED THUS Xxxx MUST HAVE A SMOOTH FINISH AND BE LINED WITH FELT ‘ATLAS GRADE CARPET CUSHION* BY CANADIAN GYPSUM CO. LTO. DR EQUAL, to PREVENT DAMAGE TO PIPE COATING.

THIS FELT TO BE SUPPLIED ANO INSTALLED BY 7HE CONTRACTOR AT THE TIME Of WEIGHT CASTING Г0 ENSURE A FIRM BOND TO THE CONCRETE.

5.    LIFTING HOOKS AND STEEL REBAR TO BE SECURELY . FASTENEO TO WIRE MESH

G. SPACING OF WEIGHTS WILL BE INDICATED ON ALIGNMENT SHEETS OR DETAILED CROSSING DRAWINGS.

CONSTRUCTION TABLE

DIMENSION IN mm

PIPE

SIZE

WEIGHT

A

В

С

О

E

F

G

H

168.3 mm

2Я5

90

40

215

460

355

1040

¦120

-

114.3 mm

100

75

55

150

4 00

270

520

аса

где Qr, op — средний вес одного груза в воздухе; VT. ор — средний фактический объем груза:

для железобетонных грузов    ......

Vr


ab2d) h ——- с;

2 J

о С-!г


0;>

для чугунных грузов

VV.cp « я (R2i~ Rl)m.


Рис, 42. Железобетонный седловидный груз.

1-1    -    J

м

Piu1 •l.'i. Чу 1'уnm.ii'i кольнсион груз

Параметры одиночных грузов приведены на рис. 42 и" 43 иг в табл. 16 и 17.

При сплошном ибетониронапкн требуемый наружный диаметр забалластированной трубы -пределится из выражения --

Ч


i'!>


А-


¦ Кмуп)


(5.40)


где yo - - объемным псе бетона, sre ’м3; Dia — диаметр за изолированного трубой рпь-. .да.

МаружныЙ диаметр трубопро-да, мм

Масса груза, кг

Размеры, мм

а

ь

с

d

R

Л

h

325'

300

840

590

ioo

200

220

40'

170

426

500

1080

!7Й0

400

260

280

40

220

529

1500

1320

900

800

330

330

4.0

240

720

3000

1540

1120

1200

340

430

40

340

820

3000

1640

1210

1100

340

480

40

390

.1020

3000

1840

11430

900

340

580

4.0

500

1220

4000

2000

1600

1050

320

580

SO

500

1420

4000

2100

1750

1.110

25.0

80.0

90

620

Таблица 17

Чугунные кольцевые грузы для балластировки трубопроводов

Наружный диаметр трубопровода, мм

Масса груза, кг

Размеры, мм

Я,

А

М

d

1

325

250

275

210

150

' 260

400

20

120

.377

300.

305

245

175'

285

45'0

20

130

426

350

330

264

200

310

500

2.0

130

478

400

355 .

294

230

335

500

20

140

529

450

385

320

255

360

500

20.

170

630

500

435

373

280

410

500

20

170

720

1100

480

415

310

.455 ¦

960

24

180

820

1100

530

-465

360

505

870

24

180

1020.

1100

635

570

405

610

725

24

180

Таблица 18

Значения коэффициента гр

Коэффициент

Г рулты

несущей спо

Группа грунта

собности

грунта

I

Мягкопластичные глины и суглинки, пластичные

1

супеси

II

Пески мелкие, плотные и средней плотности, маловлажные, влажные и водонасыщенные; полу

2

твердые тугопластичные глины и суглинки

III

Пески гравелистые,- крупные и средней зернистости, маловлажные, влажные и водонасыщенные; твердые супеси, глины и суглинки

0

При балластировке металлическими винтовыми анкерными устройствами (рис. 44) расчетное усилие (допускаемая нагрузка) 1>тк определяется по формуле

•^анк ~ ^авк^гр^анк^анк! •    (^-41)

Рис. 44. Винтовое анкерное устройство


где ZiaiIK— число анкеров в одном анкерном устройстве; 4<р — коэффициент несущей. способности грунта, в котором находятся лопасти анкеров (табл. 18); танк — коэффициент условий работы анкерного устройства, принимаемый равным 0,5 при •^анк^2 И 0,4 При ZnHK~^>2':rNaiat— максимальная (критическая) нагрузка и;; 'дин винтовой анкер, завинченный в грунт I группы на глубину не менее шести диаметров лопасти:

Максимальная (критическая)

Диаметр анкера, мм

нагрузка на анкер iV

100

650

150

750

200

1350

250

2100

.300

3000

400

5300

500

8300

600

12000

750

18750

Расстояние между анкерами

L = -

(5.42)

jJ

Дополнительно определяется расстояние между анкерами из условия прочности

L

(5.43)

где #2 —т расчетное сопротивление трубной стали; W — осевой момент сопротивления поперечного сечения трубы; Рак — положительная плавучесть,

п (Р«    25„8

4


- -

засыпки, ан=40—45°; А— коэффициент, равный 0,088 для болот II типа; 0,193 для болот I типа.

Пример. Рассчитать устойчивость трубопровода, сооружаемого на болоте при различных способах балластировки, приняв следующие исходные данные: DHX6 = 1020X14 мм; F=* — 442,5 см2; W= 10980 см3; дс.в = 347,3 кгс/м; материал — сталь

14Г2САФ; R2=    =-24,84    кгс/мм2,    тип трубопровода — газо

провод; р = 75 кгс/см2; q&an—pDl = 75-0,9922 = 73,8 кгс/м; qm~'

= <7л + <7бр = 3,15 + 6,75 = 9,9 кгс/м; 6иа=0,65 мм; Ai3=DH+26,.,3— = 1020 + 2X0,65=1021,3 мм = 1,0213 м; yD=1100 кгс/м3.

1. Балластировка одиночными железобетонными грузами. По формуле (5.35)

qa Ц 0,8--1,02132*-1100 = 917,9 кгс/м,

По формуле (5.36) •

</тр = 347,3 + 9,9 =

По формуле (5.34)

Б = 1,05 (1,05-917,9 — 357,2 -

По формуле (5.38)


1)(Ан-Л—Д»р)Х

(5.46)

>0

• •

А

/

_ „__

с /-

1 1 1

й-1 жШщ

Шмтш

1

I

В<_

“I

1

Рис. 45. Расчетная схема балластировки трубопровода минеральным грунтом:

/ — начальная форма засыпки} 2** измененная форма засыпки; 3 — линия передачи давления; 4 — трубопровод


0,35Ли (1 -j-ctgaH) +ВН - ширина насыпи поверху; Он


(5.45)


биз — толщина изоляционного покрытия.

При замене слабого торфяного грунта Минеральным всплытию трубопровода будет противостоять вес призмы грунта над ним (рис. 45). Уравнение устойчивости трубопровода в этом случае будет [3]


(Y.


сУх'


где увух — объемный вес сухого песка; /гш — проектная высота насыпи; ?)тр— диаметр сооружаемого трубопровода; hs — осадка насыпи,


Ah~(\ +ctga„)


(5.47)



¦угол откосов насыпи после


357,2 кгс/м. *

— 73,3) = 559,4 кгс/м.


,    1100— 1100-0,214    ,    се    ¦    •    ......

/ = ——-rJ-— = 1 55 и.

559,4

3.    Балластировка сплошным обетонированием'.

Принимаем уб = 2200 кгс/мэ.

. По формуле (5.40)    .

n _ 1 А-2200* 1,0213s - 4-357Т2    , осоо .    1оеол

6    V я (2200— 1,1-1100)    1,3633 М — 136,33 см.

Толщина бетонного покрытия

.36.33- 102,13

2    2       ¦

4.    Пригрузка металлическими винтовыми анкерными, устройствами.    ..    .

Принимаем 7,а,=2; т&нк = 0,5; грунт—I категории; ?Гр==Т; диаметр лопаем* Лл = 500 мм; yVaffl, = 8300 кгс.    ......

По формуле 1)

5'.шк = 2-1 -0,5-8300 = 8300 кгс.

. По формуле (5.42)

>8300

,    >    OOUU    1 Л о

/а =    =    14,8 м.


559,4

По формуле (5.45)

_ _ 0 819 ,

u    4

По формуле (5.44)

Рпл = 1100-0,819 — 357,2 = 543,7 кгс/м = 5,437 кгс/см.

По формуле (5.43)

, if 12-2484-10 960    __-Q    „-0 .

ia = |/ --5-437-/ / о8 см = 77,о8 м,

77,58 у.>14,8 м, т. с. условно; обеспечения прочности трубопровода выполняется.

5. Балластировка минеральным грунтом.

Принимаем уеух —1>5 т/м3; НЯ—2,Б м; 5 = 5 м; ан=45°; болото

III типа.

По формуле (5.47)

O.i^wi + ctg^^ 357 мs 0,35-2,5(1 + ctg45°) +5

Проверяем условие устойчивости (5.46):

(1,5— 1) (2,5 — 0,357 — 1,0213) 1,0213 — 0,5728 тс/м = 572,8 кгс/м,

572,8 кгс/м >543,7 кгс/м, т. е. условие обеспечения устойчивости трубопровода соблюдается.

ПЕРЕХОДЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ЕСТЕСТВЕННЫЕ И ИСКУССТВЕННЫЕ ПРЕПЯТСТВИЯ

§ 22. Устойчивость подаодного трубопровода

' Под устойчивостью подводного трубопровода понимается способность, оставаться в покое при самом неблагоприятном

¦ сочетании основных силовых воздействий — выталкивающее Ар-'химедово усилие, горизонтальная и вертикальная составляющие ¦'гидродинамического воздействия потока, силы упругости трубопровода и т. д. Расчет устойчивости подводных трубопроводов" прокладываемых иа переходах через водные преграды, можно выполнить по формуле [1J    •

?    Км С^Сн.в^в    -j- Бв -)- Бизг -(- i>np,c (}Тр 9доп)>‘

' где Б — необходимая прйгрузка; Кн. в — коэффициент надежности при расчете устойчивости положения трубопровода' против,,

’ всплытия, принимается равным для водных преград '.с шириной' .зеркала воды в межень до 200 м, условным диаметром менее 1000 мм—1,1; для остальных водных преград (реки) — 1,15; qB — расчетная выталкивающая сила воды, действующая ~на '.трубопровод (с уметом изоляции и футеровки),    .

== 0,8D?PvB;    (6.2):

Г —дополнительная прйгрузка, необходимая для компенсации горизонтальной составляющей гидродинамического воздействия потока Рх,

4 = f    (6.3)

/тр I тр    -S5

f-vp—коэффициент трения трубопровода о грунт; для трубопровода, покрытого сплошной деревянной футеровкой, принимается в зависимости от характеристики грунта в следующих пределах:

сх —• коэффициент лобового сопротивления, зависящий от параметра

Re = i^,    (6.4)

Wop — средняя скорость потока, набегающего на трубу; D.^= = ?>н+2бИз+26фут — наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции и футеровки; биз, бфут — соответственно толщина изоляции и футеровки;, v — кинематический коэффициент вязкости, при 20° С для воды v = 0;01 сСт; g— ускорение свободного падения; при Re<105 Сзс—1,2, при Re— Г05~-107сх 1; 2>в — дополнительная пригрузка, необходимая для компенсации вертикальной составляющей гидродинамического воздействия потока,

2

B, = P, = V.^D„,    (6.5)

су — коэффициент подъемной силы при несимметричном обтекании трубы, Су = 0,55; Биаг-—дополнительная пригрузка, необходимая для изгиба трубопровода по заданной кривой дна траншеи; ?пр. с — дополнительная пригрузка, необходимая для предотвращения подъема трубопровода на криволинейных участках в вертикальной плоскости под действием продольных усилий..

Суммарную величину ?изг+5Пр. 0 можно найти по следующей зависимости [4]:

„ /    48Е/ \

8/ Tp + 1F~I

?„зг + ?Пр.с = —-—~ ’    (6-6)

1,Р

где Тр — расчетное тяговое усилие при протаскивании трубопровода; EI — жесткость при изгибе; /кр, f — соответственно протяженность и стрела прогиба криволинейного участка, берутся на основании данных фактического профиля перехода. Остальные параметры определяются аналогично расчету балластировки на болотах (см. гл. 5).

Пример. Определить необходимую лршрузку для подводного перехода газопровода при следующих данных: Dnx8=-= 1020X14' мм; /=0,56-106 см4; <7с. в — 347,3 кгс/м; q = 9,9 кгс/м; <7фут = 66,5 кг/м; ^тр = 347,3 + 9,9 + 66,5 = 423,7 кгс/м; биз = 0,65 мм; бфут ==25 мм; ?>тр= 1020 + 2-0,65 + 2-25= 1071,3 мм; оор = 0,7 м/с;

7 а = -1100 кгс/м3; температура¦ воды 20° С (v = 0,01 сСт); /тр = = 0,45; 7’р = 50-103 кгс; Аф=150 м; / = 2 м.

Балластировка выполняется в виде сплошного обетонирова-ния методом торкретирования.

ГС

е = —

0,0)

. Принимаем сх 1 'По формуле (6.3)

БР = ~ - ЬПОО- -1,0713= 130,8 кгс/м.'


— -1.1100-

0,45    9,8!

По формуле (6.5)

¦ ¦¦.-    Бв = 0,55 ¦ 1100 bZL 1,07:13 = 32,4 кгс/м.

в    9,81

По формуле (6.2)

дв = 0,8- 1,0713М 100 = 1010 кгс/м.

. По формуле (6.6)

48-2,Ы0“-0,56.10«

50-103 +


8-200

5-(15 000)а


Бтс 'Г Дф.с = --

(15 000)а    ../¦•'

— 0,732 кгс/см = 71,2 кгс/м.

По формуле (6.1) для наиболее неблагоприятного случая незаполненного продуктом трубопровода (<7ДОп=0) необходимая пригрузка составит

; Б >: 1,1 (1,15-1010 -{- 130,8 -f 32,4 ~f 71,2 — 423,7) — 1070'кгс/м.

§ 23. Расчет подводного трубопровода в строительный период методом протаскивания

. Прн укладке подводных трубопроводов наиболее распространенным способом — протаскиванием его по дну с помощью' ’заранее уложенного троса —. необходимо определить ткговое усилце. для всех возможных случаев, рассчитать тяговый трос и анкеры, подобрать тяговые средства и определить допустимую скорость движения трубопровода прн протаскивании с самоза-ливом.

Расчетное тяговое с..-itte [1]

rpтгпп,    (6.7)

•де 1Щяг — коэффициент условий работы тяговых средств (тТЯр— =1,1—протаскивание лебедкой; ттяг= 1,2 — протаскивание тя-•ачами); Тп — предельное сопротивление трубопровода на. двиг, определяемое для следующих расчетных случаев:

; при троганми трубопровода с места

Тп.тр = (Л; Jg ФгВ + сгр1г) /,,,, -I- ?лао,    (6.8)

• где qi — вес единицы длины снаряженного трубопровода; 1п .длина протаскиваемой •плети;' .Бпас — пассивный отпор грунта врезающимся в него неровностям на поверхности трубы (при протаскивании трубопровода с гладкой поверхностью ?Пас = 0),

*пл

7еот^ • tg2 ( 45° + ^5.) + 2crptr tg (45° +

2    °    V    ‘    .2    /    '    “V.    '    2    У    J

jVr-— число выступающих элементов на поверхности трубы; 4—длина части окружности трубы, врезающейся в грунт; tr — ¦толщина выступающих элементов [1]; уес?, фгр, сгр — соответственно объемный вес в' естественном состоянии, угол внутреннего трения и сцепления грунта; при вынужденных остановках

пл ~f" -^пас + <7шЛп.    (6.10)

где    qnc— сила    присоса, для    плотных глин и    суглинков    qac

= 0,03    тс/м2,    для    вязких — 9ЛС — 0,06 тс/м2; .Fon — площадь опи

рания трубопровода на водонасыщенный глинистый грунт, F0JI

~ Ь^вл-.

В качестве тяговых средств могут' использоваться тягачи или мощные тяговые лебедки [1.].

Тяговый трос подбирается в зависимости от разрывного усилия [1]

^ =    (6Л1)

лтсгтс

тде тт0 — коэффициент условий работы, ттс=1,1:; пи—.коэффициент перегрузки, пя=2 — при протаскивании по грунту, па= = 1,3 — по специальным дорожкам; kTC — коэффициент однородности троса, /г*го=1— новый трос, kyo = Q,8— трос, имеющий обрывы проволок в пределах установленной нормы; /тс — коэффициент тросового соединения,'значения которого равны:

;При изгибе троса:

Для обеспечения устойчивости трубопровода при его протаскивании с одновременным заполнением водой скорость протаскивания должна быть соизмеримой со скоростью самозалива. Максимальная скорость протаскивания

отах = 2,72'А ,    (6.12)

Dl

где d0 — диаметр заливочного отверстия; DB—-внутренний диаметр трубопровода.

Пример. Определить необходимое тяговое усилие - для протаскивания забалластированного чугунными грузами: газопровода и подобрать тяговые средства при следующих исход-:ных данных: ?>„ = 1220 мм, <7г- =1788 кгс/м, /пл — 80 м, балласта-..ровка осуществляется чугунными кольцевыми грузами Qr.,cp=

'¦ —2000 кгс, размерами i?i = 745 мм, jR2 = 650 мм, М = 892 :.мм,:. ' 4=95 мм, гг= 1000 мм, iVr = 40. Характеристика грунта: д’сот~ = 2,15 тс/м3, фРр=180, сгр = 0,1 тс/м2, ^по = 0,03 т/м2.

По формуле (6.9)

+ 2-0,1 -0,096tg^45° -I- ^~)= 1,14 .тс. '

По формуле (6.10)    .    .

. . Тп = (1,788 • tg 18° + 0,1 • 1) 80 -!-- 1,14 + 0,03 ¦ 1 • 80 = 57,94 тс. :

... По формуле (6.7)    Г    -''--?'.

Тр >    1,1 • 57,94 = 64,2 тс.    - .

Необходимое тяговое    усилие обеспечивает    лебедка    ЛП-1А,

у развивающая усилие 72 тс без подвижного блока.

§ 24. Расчеты, связанные с укладкой трубопровода -с поверхности воды

. В данном способе укладки при заливе внутрь трубопровода;, воды образуется переходный участок с (рис. 46). Каждое сече--ние трубопровода последовательно испытывает значительные напряжения от изгиба, при этом для сохранности трубопровода • должно выполняться следующее условие прочности:

вшах = ±    —^-—--<0,9 RI    (6ПЗ)

w

где М^ах,    МьтйК — соответственно максимальные    изгибающие

моменты для участка а и ?>;    —нормативное сопротивление,,

трубной стали, paiH-ioe пределу текучести.

Выполним геометрический и прочностной расчеты, считая, известными следующие величины: DnXб; EI; Ц\, Цъ, м~Ц\ -\-q^

Hq.

При известно-.; тношении qilqz по уравнению

qx   2 — 3 п -|- /г3

(}.,    3/1.    --2

или из графика (рис;. 47) можно найти 'соотношение между длиной изогнутого участка с и участка, заполненного водой, а; ¦л = с:а. Длину заполненного водой участка а определяем по выражению [12]

* /    •    ........ J    - Л/т | /ШК.. /6 14)

V {ЧгЛ-Чг) (п — 0,5)20,2Ьдгп* >    1    V    qx    +    q*    '    ’    1

ю is го

Ь/Ь

Рис. 47. Зависимость • п от q\lq2


Рис, 46. Расчетная схема' переходной кривой

Тогда с = па и Ь — с-а. ’Опорная реакция

ti2


aqx (0,5а + b)—q^-

(6.15)

R


Максимальный изгибающий момент на участке а

R2


(6.16) *

ML


2?i

+ f.) а]2


а для участка


(?i 4~ 9г) gS


(6.17)

2 2

Для облегчения расчетов можно использовать график зависимости коэффициентов % и я|)ь от q\: q% (рис. 48). Максимальные напряжения в трубопроводе на участке а

сга = 56,125 yf^ayh;,

(6.13)

(6.19)

(6.20) 111


а для участка b

здесь Гер — средний радиус трубы,

Если условие прочности (6.13) не выполняется, необходимо -искусственно изменить отношение q 1 : q%, например использо- ¦ ванием утяжеляющих грузов или разгружающих понтонов.

Новое значение ib„ *, со-

условию


0,9 RI


W


(6.21)

При укладке с поверхности воды также рассчнты-вают число оттяжек, удерживающих' трубопровод -в створе от сноса' течением >реки.


0,1 0,5 ] 2 3^5    10    Ш    20 25 3035 qt/qz

Рис. 48. Зависимость i|>„, i|><, от qt!ц-~


Расстояние между оттяжками: прн двух пролетах


0,24

.0,20

0,16

0,12

0,08


ответствующее . прочности, будет


56,125


%,ь


V

SR..W


(6.22)-

(6.23)


при трех пролетах

от~ V pi :

: при четырех и большем числе пролетов

(6.24)

Pi


здесь i?2 — расчетное сопротивление трубной стали; р* — интенсивность воздействия. гидродинамического потока на трубб-' провод,-

Pi = сНУв ~ .    (340-25>.

с — коэффициент, зависящий от отношения длины трубопровода-/дер к! диаметру, при /ш:р/?>тр>40 ?=1,15; А —-проекция смоченной поверхности трубопровода на вертикальную плоскость. • Определив - расстояния /от, находим прогиб трубопровода f: для прибрежных пролетов

2,5^4 ШЕ1

(6.26)


/


РКт

Величина f должна быть не больше, чем половина ширины дна траншеи.

:¦ Пример. Рассчитать параметры укладки трубопровода с поверхности воды-пр:и следующих данных: -ДНХ6 = 1020X14 мм;. / = 0,66• 106 см4; йв=20 м; материал трубы — сталь 14Г2САФ,. 0=0,9 /?2н= 0,9x4000 = 3600 кгс/см2; ^71 — 3,085 кгс/см; gz~ = 4,506 кгс/см; вес воды со — q\ + <72 = 3,085 + 4,506 = 7,591 кгс/см.. При отношении = ~~ =0,68 по графику на рис. 47

4,506

величина п= —= 1.81.

a

По формуле (6.14)

Г6-2,1-iQ.-Q.56-10°¦ 2000 _ |0309    _ ,03 вд м

/иЬтУ'


7,591

Тогда    c = n-a—1,81 X 103,09= 186,6 м; Ь — с — а = 186,6 —

— 103,09 = 83,51 м.

Так как отношение — <1, наибольшие напряжения возникнут на участкё Ь.

По формуле (6.20)

102 + 99,2 кп 0

г . —--!-— 50 3 см.

ср    4

По графику на рис. 48 i|>B = 0,26.    '    -

По формуле (6.19)

о„ = 56,125    -0,26-1/2000 = 3911,6 кгс/см2.

Ввиду того что условие прочности не обеспечивается, т. е. оь>0,9 R" (3911,6>3600 кгс/см2), необходимо уменьшить напряжения изменением соотношения q\ : q% в пределах изменения ФУНКЦИЙ lj)a, 1|)Ь.

По формуле (6.21)

0,9-4000    п    од

%.ь =-rrrrzr-- = 0.24.

56,125

Этому значению согласно графику (см. рис. 48) соответствуют два значения q\‘.q% равные 0,1 и 11, т. е., уменьшить напряжения от изгиба до допустимой величины можно разгрузкой понтонами и балластировкой утяжеляющими грузами. Рассмотрим первый случай—разгрузку трубопровода понтонами грузоподъемностью 3 тс.

из

Подъемную силу понтонов на 1 м длины найдем из соотношения    ........—-

^1    _ ffl ?ПТ _ А 1

q2    +    <?пт

где qm — подъемная сила понтонов,

"ТТ" = °Ч откуда </пт = 240 кгс/м. 450, о -1—

Расстояние между устанавливаемыми понтонами 1ЦТ =    =    12,5    м.

<7пт 240

При втором расчетном случае пригрузку трубопровода выполняем одиночными чугунными грузами весом Qr.op—HOO кгс, 1/г,ср==0,1784 м". Вес балласта Б на J м трубопровода о'преде-. ляем из соотношения    '¦    .    ;    :

q'\ <7i + 5    308,5-I-Б ,,    г.    пот

-----— — - —------— = 11, откуда Б — 387 кгс/м. ...

<?2 —?    450,6-

. Вес балластного чугунного груза под водой

^гр “ Qr.cp —= 1100 — 1100-0,1784 = 903,76 кгс- ."Ч

Расстояние между грузами

,    903,7(1    „    ~    .

I =-- = 2,34 м.

387    '    -

Необходимо отмстить, что дополнительная пригрузка,увёлй-' чивает устойчивость подводных трубопроводов, особенно при их укладке непосредственно по дну водоема или с незначительным . заглублением.

§ 25. Расчет надземных переходов без компенсации продольных деформаций

При пересечении трубопроводами мелких рек, балок, оврагов ¦и других естественных препятствии используются надземные •балочные переходы, которые в конструктивном отношении могут выполняться одно- или многопролетными, с компенсирую-. :щими устройствами и без установки компенсаторов. Наиболее; экономичными конструктивными схемами являются одно- и .многопролетные (число пролетов не более четырех) надземные балочные переходы без компенсации продольных деформаций, т. е. без установки специальных компенсирующих, устройств. •Самокомпенсация продольных деформаций от изменения температуры, внутреннего давления, просадок опор.и т. д. в таких

системах прокладки обеспечивается за счет дополнительных прогибов трубопровода в вертикальной плоскости и сжатия материала труб (1, 13]., Расчетная схема однопролетного балочного перехода без компенсации продольных деформаций изображена на рис. 49. Порядок расчета балочного перехода следующий.

5 %

YW-......

t

1 = 38м

Г

Рис. 49. Расчетная схема однопролетиого балочного перехода без компенсации продольных деформаций

1. При известной полной расчетной нагрузке q от действия собственного веса • трубопровода, веса транспортируемого продукта и т. д. (см. гл. 3) определяется максимальная величина перекрываемого пролета

ПррР в

12


46

(6.28)

(6.29)


2. Прогиб от эксплуатационной нагрузки

ql*

к


384EI

3. Эквивалентное продольное осевое усилие для прямолинейного трубопровода при отсутствии компенсации продольных перемещений .

ОД    +    ntatEM^    F.

(6.30)


>t.P


4. Критическое продольное усилие

п    я 2?/

(6.31}


кр

12 ‘о

где k — свободная длина рассчитываемого' участка трубопровода, принимается при одном пролете /0 — 0,6 I, при двух и более-пролетах /0 = 0,7 I; I — расчетная длина данного пролета.

5. Действительный прогиб

В. формуле (Ь.32) знак плюс принимается при повышении температуры стенки трубы по сравнению с монтажной, знак минус —при понижении' температуры.

6. Изгибающие моменты в опорных сечениях

дР , st,Pfn12 2 '

(6.33).

7. Суммарные продольные напряжения

Мт s<

t ,р

(6.34)


-'пр

W


8. Проверяем прочность надземного трубопровода в. про-. дольном направлении согласно СНиП 11-45—75    .......

(6,35)


1—0,75


V


R„


0,5 -2sl


где 0КЦ — кольцевые напряжения от расчетного внутреннего.дав-." ления,

__ ПррРд

(6.36) ... .

25

Пример. Выполнить проверочный расчет напряженного состоянйя однопролетного надземного балочного перехода при • пересечении трубопроводом размером 1020X14 мм оврага/протяженностью / = 38 м при следующих исходных данных: F—

= 442,5 см2; W' =10 980 см2; 1 = 0,56-108 см4; материал труб—; сталь 17 Г С; /?2 = 26,1 ктс/мм2; /? — 55 кгс/см2; Аг' = ±50°С; q = ; = 560 кгс/м.

. По (6.28)

I , I ¦ 5.ri -!)!). 2 'Ы .4


12-10 ‘ISO / 21)10 —

5,0


==6-103 см = 60 м»


0,1    +    1.1 о 1 о • 2, Ы 0s • 50) • 442,5

По (6.30)

St.p


=-- 745-103 кгс - 745 тс. 5.6-3800'1

По (6.29)


-= 2,6 см.

384.2,1- т.0,56- !(><¦¦

кр

3,9 см.


М,


+


745,3 1 ~ 2240.103

По (6.33)

5.6-38003    .    745’1О3•3,9


81,8-105 кгс-см = 81,8 тс’М.


/„ = 2,6.


12


По (6.34)

81,8-06    ,    745-103    „

0    = .—:----;-  = 2417 кгс/см8.

ср 10 980    442,5

сглр — 2417 кгс/см2<i?2 = 2610 кгс/см2, следовательно, условие лрочности соблюдается.

§ 26. Расчет надземного вантового перехода с компенсаторами

Основным отличием таких схем. прокладки от балочных

• трубопроводов без компенсации деформаций является возможность ' продольных перемещений труб на 'опорах. Расчетная схема перехода изображена на рис. 50. Порядок расчета следующий.

Рис. 50. Расчетная схема вантового перехода с компенсаторами

— длина компенсируемого участка; и.\ -—]    вно мгновенные

перемещения подземного участка,

А = Рй — Ри — г)0 + «') ;    (6.40)

В = 2EFnDHxnv;    (6.41)

тПр — предельные касательные напряжения,

тпр = (0,00035 + 0,001596е“°-0026^н) Л0,    (6.42)

h0 — заглубление трубопровода до оси;

Р0 = (ntatEht +    j    F;    (6.43)

py==InSnDE + r] j3L.^nu';    (6.44),

P ' *U

«0 = -?^:    (6-45>

ku — коэффициент сопротивления грунта при продольном пере- . мещении трубопровода,    ..

ku 0,0146 -f 0,00468/io;    (6,46)

Р=]/^;    (6.47)

ЯР/

(6.48)

с    .

/к — вылет компенсатора; «2—ползучие перемещения трубопровода,    определ51Смые с учетом    реологических свойств    -грунта,

иг = кхпр — tJ'1 •    + /гапр — ТаУ*,    (G.49) -

k\, Аа, rti, «г — коэффициенты, обусловленные физико-механйЧё-скими характеристиками грунта.    -    V.-

2. Компенсирующая способность Г-образного компенсатора ' с учетом его предварительной растяжки на половину продольной деформации (СНиП П-45- -75)

!.:мок/;:

Д'““ЗГ'    (6'50)

где о,,-— расчетные продольные напряжения в компенсаторе от изменения длины трубопровода под действием внутреннего давления    продукта п от изменения    температуры стенок    тру.б,. '...

#2 - расчетное сопротивление трубной стали.

Компенсирующая способность П-образного компенсатора с учетом его предварительной растяжки на половину продольной деформации

Дп-4а„—т—;    (6.52)

EDHlKmK

А' — —!— (ярЛ - 2,28р2/к + 1,4р8) + 0,67/3 +

Аж

+ У^-4р„^ + 2р)2Л-1>ЗЗрЗ,    (6.53)

где р„ — радиус изгиба оси отвода; /п—ширина полки компенсатора; Кт — коэффициент уменьшения жесткости, компенсатора,

=    ¦    (6.54)

i ,65

тк коэффициент увеличения напряжений в компенсаторе,

«к="7Г-;    (6.65)

Х« гибкость компенсатора,

<6-56)

Г п

.6 — толщина стенки отвода; гс — средний радиус трубы.

4.    Распор компенсатора

' ' ""    (6-57>

к

5.    Деформация сжатия

(6-58)

где Lp — расчетная длина перехода.

¦ 6. Полное возможное продольное перемещение

А = Дг -(- Лц + Аож.    (6.59)

В    случае,    если    ы>Д, оставшуюся часть    продольного    перемещения,    равную    Д0 = и — Д, можно скомпенсировать    за счет

прогиба трубопровода в вертикальной плоскости, при этом величина .прогиба будет

Д/= 1 / JVnep    (6.60)

У яа

где /лер —длина перехода между опорами.

Пример. Выполнить проверочный расчет напряженно-де-формируемого состояния вантового перехода с Г- и П-образными компенсаторами (см. рис. 50). Исходные данные: ДгХб~'529Х Х8 мм; F-—131 см2; Г = 1678 см3; /=44 370 см*; Аг?=±50°'С; р = 60,5 кгс/см2; Л0=127,2 см; материал. трубы— сталь 17ГС; R2=2280 кгс/см2. Переход относится к III району по скоростному напору ветра и снеговому покрову и ко II району поголо-ледности, полная расчетная нагрузка <7=191,8 кгс/м. - • Характеристики грунта,

По (6.42)    '    "    '

тпр = (0,00035 + 0,001596е~°'0026'54-5) 127,2 = 0,3 кгс/см2,

с учетом влажности грунта TirP = 0,2 кгс/см2.

По (6.46)

ka 0,0146 -f- 0,0468.127,2 = 0,612 кгс/см3.

Порядок расчета следующий. Левый участок, перехода.

По (6.45)

По (6.43)

0,1-60,5-51,3

— 221 ¦ 10-'1 кгс = 221 тс.


131 =

По (6.47)


0,616-10~3 1/см.


По (6.48)

= 3,8-103 кгс/см.

По (6.44)

А = 221 ¦ 103 — 92,74 • 103 —3,8 ¦ 10' (0,327 + 9,45) ==[91,1 l-Ю3 кгс. По (6,41)

По (6.38)

И 785 = 9,45 см.

+ 3,8- 10s—-f 3,8-103-9,45 = 92,74-Ю3 кгс .0,6.12


91,11 • 103    .    1,883-101°

ul = +

3,8.10я    2(3,8    -    IO3)2

Jf Г 2-91,11 • Ю3 l,833-lQi° ~|2    4    (91,11 • 103)2    _ 14 27 cm'

2 у L 3,8-Ю3'    (3,8-103)2 J (3,8-103)2

Правый участок перехода.

По (6.48)

3-2,1 • 100.44 370 л QC 1П,    ,

ri = —— - = 0,36-103 кгс/см.

1    920s

По (6.38)

' 12• 10-fl • 50 + 0,1 ¦    ) 17 865 = 13,9 см.

«0


0,8-2,1•10е )

По (6.44)

р =    +    0    36.1 ов__М_ + о 36 ¦ 103.13,9 = 60,72 • 103 кгс.

и 0,616-Ю-3    0,612

По (6.40)

А — 221 -10s-— 60,72-103— 0,36¦ 103(0,327 + 13,9) == 155,16.10® кгс. По (6.41)

В = 1,883 • 1010 кгс/см2.

155,16-Ю3 .    1,883.101°

+

0,36.103    2(0,36- 10»)а

iM55,16~103 ' .    1,883-Ю10    '    4(155,16-103)2    ^    j    27    см

0,36-Ю3    2    (0,36-103)2    (0,36-103)2

Определим ползучие перемещения щ.

Для песчаных ¦ грунтов при tnp=0,0653 кгс/см2 ti = = 0,026 кгс/см2; -Т2 = 0,035 кгс/см2, что составляет соответственно 40% и 53,5% от величины тпр. Для рассматриваемого случая прit Тпр— 0,2 кгс/см2 тг1 = 0,08 кгс/см2; ^2 = 0,107 кгс/см2; = 5,154; . л 1.488; йг = 0,001 ;п2= 1,535.

По (6.49)

щ = 5,154 (— 0,08 + 0,2У’т + 1000-0,001 (-0,107 + 0.2)1-535 = = 5,154-0,12М88 + 0,093*’535 = 0,27 см,

что составляет 0,27/0,327-100 = 82,5% от величины и0.

Таким образом, при предельных касательных, напряжениях т„р = 0,2 кгс/см2 полное суммарное продольное перемещение трубопровода составит

« = 2(0,327+ 0,27)+ 14,27+ 1,27+ 9,45+ 13,9 = 40,1 см.

Выполнив аналогичный расчет при тпр 1 кгс/см2, получим

и = 2(0,1634 + 0,1348) + 17,64 + 3,71 + 9,45 + 13,9 = 45,3 см.

Определим, какие элементы перехода могут воспринять эта продольное перемещение.

По (6.51)    .    '    '

ак = #а - 0,5сгкц = 22,8 - 0,5    =12,15    кгс/мм2,

2*0,8

По (6.50)

1,34 ¦ 1215 • 4202    01-п

2,59 см.

2, МО».52,9

Промежуточный П-образный компенсатор .

Для трубопровода 529x8 мм тк=5,8; Km = 0,038, рк — радиус изгибп -с;; отвода, рк = Ои —52,9 см; /к — вылет компенсатора, /„ = 920 с:.;; /„ — ширина полки компенсатора, /п = 525. см. • Подст.-!"!Г значения, получим (6.53)    -    .    -•    ;;

А' = -ущ- (л • 52,9• 9203 — 2,28¦ 52,93-920+1,4- 52,98)-f 0,67.9203-f + 525 • 9202 —4 • 52,9 • 9202+2 • 52,92 • 920—1,33 • 52,93 = 0,433 ¦ 1010 смз1

л л Ю1К 0,433-101°

Лп = 4 -1215 —-- = 35,53 см.

п    2,1.100.52,9.920.5,8

Сжатие материала распором компенсатора По (6.57)

гг    1215-1678    1 1по .

Н„ =-г-ггт— = 1108 кгс.

2-920

По (6.58)

л    1108-29    650    Л1П

д — -— о,12 см.

с 2,1.10е-1.31

Полное возможное продольное перемещение согласно. (6.59)

А = 2,59 -j- 35,53 + 0,12 = 38,24 см.

Таким образом, суммарное продольное перемещение трубопровода ы = 40,1 см полностью не компенсируется за .счет установки П- и Г-образных компенсаторов и сжатия материала труб величиной распора компенсатора. Следовательно, оставшаяся часть перемещения

• Д0 = и —А = 40,1 —38,24 = 1,86 см

будет скомпенсирована за счет прогиба трубопровода в верти-' кальной плоскости.

По (6.60)

дс . /7.1,86-7730    л

А/ == у --- 76,4 см.

При этом А/2 = 60,7 см; Д/з = 67,7 см.

Выполним проверку поперечного сечения вант при расчетной нагрузке 9=191,6 кгс/м. Вертикальное усилие, передающееся на ванту,

р    191,8 -26'2.+~66 = 5080 кгс.

в 1 2 ' 2

Усилие в ванте

дг .PB-S„ 5080-28,4    in к

Л7 = _5—“  -:— = 14500 кгс = 14,5 тс,

в    sin ав    10

где длина ванты .    •

SB =V26,62-fl0a = 28,4 м.

Данному усилию отвечает несущий канат диаметром 15 мм. Определим величины допускаемых пролетов из условия прочности.

Величина среднего пролета

/ _ 1 -°р~ у

<7

, 1(2280-^,;2ja. а 35,6-10^ см = 35,6 м;

У    1,92    ..

1Щ = 0,82/Ор = 0,82-35,6 = 29,2 и

Для установки трубопровода в проектное положение необходимо укоротить ванты Вг на

ASB2 = Af„    = 60,6 __JL===r = 23,06 см,

Ва ,2 SB:i ¦_    ’    у    24,32+10а

ваиты Вз на

Д5Вз - Д/.    =    67,7    .............¦¦=• = 23,82 см.

.,SS3    ./    26,6г    +    102

§ 27. Расчет надземных трубопроводов, прокладываемых по самокомпенсирующим контурам

Наряду с использованием специальных компенсаторов продольные перемещения от изменения температуры, внутреннего давления могут компенсироваться прокладкой трубопровода по

различным самокомлененрующнм контурам. Такие конструктивные схемы могут применяться на участках с вечномерзлыми, скальными и сильно переувлажненными грунтами, а также в-районах горных выработок и оползней.    '    .....

Рис. 51. Расчетные схемы надземных трубопроводов в виде самокомпеисирующих . ко.нтуров:

а — зигзагообразный трубопровод в виде змейки; б — уп-ругсшскривленкыП трубопровод; в — трубопровод со слпионзогнутыми участками; ./ — трубопровод; 2 — шарнирная опора; 3 — промежуточная подвесная или сколь-лшцпи опора; 4 — поподпнжмяя' опора; 5 — продольно» подппжнал опорп: в —• сллГкнсшгиутмН участок (компенсатор); /• гшшоднп нчдмпжпан опора

Расчетная схема зигзагообразного трубопровода в- виде змейки изображена на рис. 51, я. Компенсация продольных перемещений осуществляется за счет изменения в плане начального положения трубопровода.

Порядок расчета следующий.

1; По формуле (6.28) определяется величина пролета'/.

2.    Задаются расстояния между неподвижными опорами

L г= (4    8) /.    (6.61)

3.    Начальная стрелка змгпкп

/ = ~ tg ф(6'62) где. ср — угол изменения направления контура в плане, необходимый для пропуска очистных устройств и разделителей.

4.    Длина трубопровода между неподвижными опорами

S = VL--1- 4f\    (6.63>

5.    Удлинение трубопоовода от изменения температуры к внутреннего давления

. AS1=(a,A*1 + -?^)s,    (6,64)'

где A^i =    tmax — максимальная температура стенки трубы;    tu — температура монтажа; 0Ш1 — кольцевые    напряжения

от внутреннего давления [формула (6.36)].

6.    Укорочение трубопровода при понижении температуры

А52 = atSAtv    (6.65>

где    4m —- минимальная температура стенки трубы.

7.    Увеличение начальной стрелки змейки

АД г = ф/ (-^±^i-)2-(0?5 Lf-f.    (6.66)

8.    Уменьшение начальной стрелки змейки

.    А/в = / - |/)2 - (0.5L)3.    (6.67)

9.    Максимальные напряжения в криволинейной части трубопровода


 3 cos ср/ (a/AtE 0,2<ткц) / 1 ¦    1

стм ~ “    }    \    ~W JF

+ в, + о>и<1г!1    .    (6.68>

где qa расчетная ветровая нагрузка.

Расчетная схема упругоискривлениого. трубопровода изображена на рис. 51, б. Компенсация продольных перемещений достигается за счет изменения начального положения трубопровода, уложенного в виде синусоиды. Порядок расчета следующий..

1.    По формуле (6.28) -определяется величина пролета / между скользящими опорами.

2.    Расстояние между шарнирными опорами

L ~ -Л l/a<AV - + ]/~ -^±М-+А~    (6.69)

п    у    п3    .    F

• С» '•

21.

/с = —У«< А/ь    .(6.70)

'.где A/i •—температурный перепад, равный    ¦"    '

А= /д A»in “f~ Мп|п>

¦to — температура монтажа; /т1п— минимально возможная рас-Учетная температура; Atfmin— температурный, перепад, определяющий запас компенсационной способности.

4. Минимальная стрелка прогиба

/п,|п=~ У«^Ш|П .    "    J6-71)

Я

5. Максимальная стрелка прогиба J

#    4    ;    (6.72)

тде Л/г — температурный перепад,

p =    ;¦    (6.73)

-л-“ W max -f" h)

тдс Q — сила трения на скользящей опоре,'

Q ~ тр>

•q — расчетный вес 1 м длины трубопровода; fTP — коэффициент трения на опорах.    :

7.    Увеличение стрелки прогиба от действия внутреннего давления

л/р = j/+ (/;ах)^ •_ /;пах......(6.74)

8. Максимальная стрелка с учетом температуры и. ¦внутреннего давления

Л пах - /,ш,ч + Д/р.    (6.75)

’.9. Проверяется условие прочности.

где сги — напряжения от изгиба труб в горизонтальной плоскости'; осж — сжимающие напряжения от действия силы Р; сгпр— продольные напряжения от- внутреннего давления.

Расчетная схема трубопровода со слабоизогнутыми участка-:, ми изображена на. рис. 51, в. Компенсирующая способность участка L обеспечивается сжатием участка 1Н, называемого слабо-; изогнутым.    >}

Порядок расчета .следующий.    ¦    '    ¦

1.    По формуле (6.28) определяется величина пролета I меж-'" ду продольно-подвижными опорами.

2.    Длина слабоизогнутого участка    ,;г

1К - (4    6) /.    (6.77)

3.    Начальная стрелка прогиба слабоизогнутого участка '

/ = 0,5/к tg гр,    (6.78} :.

где ф — угол изменения направления слабоизогнутого участка, в плане, ср = 124-15°.

4.    Расстояние между неподвижными опорами

L = —-i^^-, (6.79)

6 COS ф•/

где At — расчетный перепад температур, определяемый как: сумма наибольшей в-процессе эксплуатации температуры на. данном участке плюс 10° С [13]; qB — расчетная ветровая нагрузка на трубопровод.

5.    Увеличение длины трубопровода против воздушной прямой за счет слабоизогиутых участков

AL =    ¦.    ¦    (6.80)'

L cos ср

6.    Отклонение -вершины слабоизогнутого участка в наружную сторону

Afa = -.-L-L У- и2б-LL. (б.81>

¦ .ч    '    sin 2ф

7.    Отклонение'вершины слабоизогнутого участка во внутреннюю сторону

д/    (6.82)

   sin 2ср

Г:    пр    \    2 J ' E к 106    /    J‘

i>! 9. Критическая скорость' «стра

17,80.. ¦. /

Г- }/ т

.тле /« — масса 1 см трубопровода, m = 0,001 q. '

10. Суммарные напряжения в горизонтальной .плоскости в расчетном сечении компенсационного участка от изменения температуры и внутреннего давления

0««ф/л[а^ + «рр^-0,2)]^—.

стгор=    —    —    --+

llpP(^L-0,b}<Rv    (6-85)

0.0833?,


Пример. Выполнить геометрический и прочностной расчет надземной прокладки трубопровода со слабоизогнутыми участками при следующих-данных: DnXb~ 1220Х15 мм;; /7 = 567;.8'.см2; ¦W == 16899 см3; /==1030810 см4; </ = 2013 кгс/м; р—64 'кгс/см341; Л/==40°С, 9п = 32,8 кгс/м,; ф = 12°; материал трубы — сталь 14Г2САФ; /?2 = 2480 кгс/см2. Порядок расчета следующий.- ¦

По (6.28)    '    г.:


12x16 899    2480    —    --11Э-

\    4.1,5

= 3520 см = 35,2 м.


____

Принимаем /==36 м.

По (6.77)

1К = 4 • 36 = 144м.

По (6.78) Л" : 6.79) L - -- --


0,5- 144-fg 12° = 14,5 м.

0,0833•0,3 28•36002

¦I 4<'0. 1450 2480

1 Г> 899

Число пролетов Между неподвижными опорами должно бь четным, принимаем L=720 м.

По (6.80)

. AL==lll-^^^=.0|3o/o,

По (6,81)

.72 ООО ДД^ —


• 720 cos 12?    ¦    .    /0

12- 10~в.40 + Ш51б4_

-- V Ю-Л,8.j в 136 см.

sin 24°

По (6.82)

По (6.83)

72000— 14400 Г, 0 _В ,п .    1,16-64


X


¦ 17,8-122 1/ 2,1- 10е!-1 030 810 оос    0    од

U«P~ 36003 V 0,001-20,13    —236    см/с    —    2,36    М/с.

По (6.85) '

б-cos 12°.1 030 810-72 000 ^12-10-е.40-2;Ы0«+ 1,5-64 X

§ 28, Расчет гибкого висячего перехода

• При пересечении трубопроводов горных, рек, ущелий, рек с ¦сильно блуждающим руслом, реже — при пересечении дорог .широко используются- висячие системы. Примером может служить самый крупный' в мире ^висячий газопроводный переход пролетом 660 м через р.. Амударью.

Расчетная схема гибкого висячего перехода изображена на рис. 52. Расчет подвесного трубопровода включает расчет несу-

0-c.os 12°-1 030 810


Рис, 52, •!Расчетная схема гибкого висячего ; надземного Перехода1

S- •

щего и ветрового канатов; подвесок и ветровых оттяжек, пило* на и анкерных опор [Ь 13].    .....

Расчёт несущего каната

Порядок расчета несущего каната следующий.

1.    При    известной величине npo'flfeta    L задаемся    стрелой провисания    f.    Обычно    / несущих канатов    назначают    при    прбдётах

до 100 м в пределах 1/8—1/10 пролета, при пролетах более 100 м — 1/10-4-1/12 пролета. Под действием равномерно распределенной нагрузки по., длине пролета перехода очертание . ка-натбё получается близким к параболическому:

при разновысотных пилонах

У^-Г + Т^ТГ'    <342-86>

где А—'разница! в высоте Пилонов;

при равновысотных пилонах

y^VxJL-x)'    (g,g7)

2.    Длина каната между пилонами

1 + т(гЛ-    <6-88>

L



3.    Угол наклона тросовой оттяжки

coscp0 = —г=?==г .    (6.89)

4.    Расстояние между пи'ло'н'о'м и' анкерной опорой

I _ V

tgtpo'

где ha — высота1 пилота.

&. Длина тросовой, оттяжки

¦S0.= —L—.    (Ш)'

cos %

я?


]/1 + 16 4- =«¦]/-!+ 16-4- ¦ 46-97)


^шах

11. Проверяем несущую способность принятых канатов:

°н ’    ^'^вр.к    ^    >    ,(6.98)

•*1

к

•где сгвр.„ — предел прочности проволок каната. (временное-сопротивление разрыву), определяется непосредственно испытанием образца каната на разрывной машине; тк — число несущих канатов; kx —коэффициент однородности при разрыве, "к\ -¦

— 0,8; mi — коэффициент условий работы материала в конст: рукции, mi = 0,8; m2 — коэффициент условий .работы для переходов, т2 = 0,75; /гк — коэффициент, учитывающий возможное снижение прочности канатов в местах соединений и неравномерность работы канатов при большом их числе; при двух'Канатах —- 0,9*4-0,95, при трех-четырех — 0,85-4-0,9.    --

"12. Изменение геометрических параметров перехода й процессе эксплуатации. -    ¦    •.

Дополнительный прогиб, получающийся . из-за удлинения , канатов между пилонами от расчетной нагрузки, ликвидируется •после монтажа всей конструкции путем подтягивания, талрепов оттяжек несущих канатов и подвесок. Поэтому в процессе эксплуатации трубопровода стрела пройисания несущих .канатов будет изменяться только под влиянием изменения температуры и дополнительной нягрузки (обледенение, снег и т. д.).

Макг'гшальт... ^-члие в канате имеет место при минимальной стреле прок;: ......я (наиболее ннзкя -емпература наружно-

го воздуха) и прн максимальной вертикальной нагрузке (нали* чие обледенения):.

. а) удлинение.каната от веса обледенения

д$    (6.99)

Ек

где аК) — средние напряжения в канате от веса обледенения,

ак1^.ак^,    (6.100)

Яобп — нагрузка от обледенения (СНиП 11-6—74);

- б) удлинение оттяжки от обледенения

(6.101)

В к

в)    сближение опорных точек каната (вершин пилонов) от обледенения

¦Д г «2-^4-;    (6.102)'

COS <р„

г)    увеличение стрелы провисания каната за счет его удлиг нения между пилонами и удлинения оттяжек

' (влоз,

д)    укорочение каната от понижения температуры

A SKi = — aiAtSK,    (6.104)

где Au*— разность температур, принимаемая согласно СНиП 11-45—-75 Д/^±50°С;

е)    суммарное изменение длины каната от веса обледенения и изменения температуры

ASK = A SKl + ASK;;    (6.105)

ж)    удаление опорных точек каната от укорочения оттяжек при изменении температуры

AL 2-^-;    (6.106)

cos ср„

з)    суммарное изменение расстояния между опорными точками каната от обледенения и понижения температуры

AL = AL, — AL/,    (6.107)

и)    изменение стрелы провисания каната за счет смещения опорных точек

/ + А/х LAL


Al. :. :.....

(6.108)


/ -H A/i LAL


(L±KlV'

\ L — AL J


is


-24


13. Максимальное усилие в канате при полной расчётной нагрузке q, расстоянии между опорными точками каната 'Lv^L-\-+ AL и стреле провисания каната fp=fJrAf

qLl Г 1 Jr (.Ь-У .    :    (6.109)


¦'max p


‘Vi/


14. Условие прочности для канатов (ГОСТ 3068;~,74)....... ;


С\ А*    max р

11 ¦    нр. и ->• --Z.—' •


:: (6.110)'


/«кЛс

Расчет ветровых канатов    :    :    .    ..

Для сохранения расчетной формы ветровой канат в.период строительства предварительно натягивают усилием, составляющим 0,5 усилия, создаваемого ветром. С учетом ветровой нагрузки усилие в канате    i    -.

1 5?пет L3


ни =

Щъ

ГД6 (7вет ветровая нагрузка (СНиП II-6—74). При ветре и температурном перепаде

I iSflneT I-*


(6.111)


+ at&tEKFI{.


(6.112);


Ветровые канаты подбираются по максимальному усилию (ГОСТ 3068—74)


Ч|



1 + 16


Н„


(6.113)


Расчет подвески

Вертикальные подвески в висячих системах рассчитываются на действие сосредоточенной нагрузки от.веса трубопровода и элементов конструкции, нагрузку от обледенения или снега, а также принимается в расчет временная эксплуатационная нагрузка

= э-    ,.(6,114)

где q — максимальная вертикальная нагрузка; , I — расстояние между-подвесками, ? = 8-Ы2 м; q3— эксплуатационная нагрузка, принимаемая при наличии настила 100—200 кгс/м2;'при. отсутствии мостика принимают нагрузку от люльки с находящимися в ней людьми и оборудованием (400---600 кгс), которая распределяется н.а. длину 8—12 м.

Площадь сечения подвесок определяется во всех случаях из условия работы их на растяжение

(6.115)

где R — расчетное сопротивление стали подвески.

Расчет опорны-х..п.одушек

В местах перегиба канатов на несущих пилонах и ветровых консолях устраиваются ' опорные подушки, обеспечивающие плавный изгиб каната. Материал подушек подбирается в зависимости от радиального давления [13]

(6.116)

где 2шахр — максимальное растягивающее усилие в канате; D6 — диаметр блока (подушки); dK—„диаметр каната.

Пример. К канату с модулем упругости' Ек1,5- 10s кгс/см2 подвешены две трубы диаметром Z)H=529 мм и толщиной стенки 6 = 9 мм. Расчетная нагрузка складывается из. веса подвесной канатной системы qK = 0,55 кгс/см, двух незаполненных труб <7тр = 2,55 кгс/см, пешеходного мостика gM = 1 кгс/ом и снега <7сн=0,'9 кгс/см; 9о = б кгс/см; <?пр=4 кгс/см; <? = 0'о + 9пр:= 9 кгс/см; Z* — 150• 102 см; fo — 0,lL— 15• 102 см; /гп ==18* 102 см.

Порядок расчета.

По (6.88)

COS Фп = -

0    Т/16-152 + 1502


По'(6.89)


= 0,953; ф0 = 17°35/,


По (6.90)

18

ig 17°35'


56,78 м.


По (6.91)

S = 154 + 2-59,6 = 273,2 м.

По (6.92)


Ht


1    8-162-Ю3

Таким образом, стрелка прогиба увеличилась на 62,5 см, . распор на 68,25-103 кгс.

По (6.97)

я? +

162-103-I f \ + 16 (156^б>1.== 175,5- Ю3 кгс. . .. /    (150-    10‘2)а

-'max


Из формулы (6.98) поперечная площадь сечения каната:;(не скольких канатов) при аПр.к~ 160 кгс/мм2

175,53

п    1 10 , О • U°    <\С А 9.

F,, =    lr~z    7.~~Tzr    —    25,4    сма..


0,8-0,8-0,75-Ъ,9¦ 16 ООО

По ГОСТ 3068—74 выбираем 2 каната двойной свивки диаметром 54,5 мм.

§ 29. Расчет арочного,перехода

¦ Арочные переходы трубопроводов сооружаются при:пересечении естественных и искусственных препятствий незначительной протяженности (до 100 м) в основном там, где требуется обеспечить определенный высотный габарит. Арочные перехо-. ды бывают однотрубными или многотрубными,, в зависимости от восприятия нагрузок — трехшариирными (при монтаже)’ .двухшарнирными и бесшарннриыми, причем последние наиболее полно отвечают действительным условиям работы арочного трубопровода. Учитывая, что в основном арка воспринимает, различную равномерно распределенную нагрузку по длине (собственный вес, вес транспортируемого продукта, обледенение И т. д.), рациональной формой оси арки будет параболическая вида

у ^ i?lLzIх)-,    (6.117)

где f — стрела подъема арки; I — пролет арки.


Схема нагрузки


Моменты и реакции


¦к- А — —- ql; В = — q[;


к); при к = 1 /Ис = 0;


Н А = Нв =



16/


JL

.16


Mr


16    64    )

к ] ql'l\ при k = 1 М

М '

64


М,


Равномерный нагрев на t°С

Та плиц a 20

1.40


Бесшарнирная параболическая арка

Положительные направления моментов и реакций

45/с V 4 FCP ’


k~— j-; если пренебречь влиянием обжатия, то

1 -- V

v = 0, к\.

Длина дуги арки при параболическом достаточно точно и при круговом) очертании

;;

1 +


- (6.118)


В обще >, с. чу чае усилия в арках, отнесенные к осй, йр.и'расположении пят па одном уровне определяются как. . .. .

Мх = М0Ну,    '    ;

Nx — Я соsan -f Q0sin.aH;    (6.119)

Qx — Q0 cos aH —• H sin aH,

где Mx, Nx и Qx — соответственно изгибающий момент, нормальная и поперечные силы в сечениях арки; М0 и.QoИзгибающий момент и поперечная сила в обычной двухоШрной' балке того же пролета, что и арка; Я —распор арки; у ордината рассматриваемого сечения; а„ —угол наклона рассматриваемого сечения к горизонту.    ¦    '    -

В таблицах 19 и 20 приведены данные, позволяющие рассчитывать-иа прочность двухшарнирные и бесшарнирные' ia'Jtoffl с параболической формой очертания оси при различном/ соче-тании действующих нагрузок и воздействий. Кроме расчета на

прочность, арки рассчитываются на устойчивость [13]........

Условие продольной устойчивости:

для двухшарннрной арки '    ,    .......’

4п2Е1


N = VVA + Hn


N,


(6.120)


кр


для бесшарнирной арки

N^/V2A + Hi


8n2EI


< N.


(G.H


кр


-Ятах •

где VA — вертикальная опорная реакция; ный горизонтальный распор.

максималь-


Условие обеспечения поперечной устойчивости

, Е! q < <7кр - /га — ,

(6.122)


где ka —• коэффициент, принимаемый в зависимости от отношения f/l (табл. 21).

5    Таблица.    21.

Значение коэффициента k%    .....Г

Отношение f/l

Арка

п. 1

0,2

J 0,3

0,4

O', 5

Двухшарнирная

28,5

45,4

. i :

j -i f j .5’

43,9

38,4 ¦

Бесшарнирная

60,7

101

1 115

111

97,4

Пример. Рассчитать двухтрубный арочный переход в бес-шарнирном исполнений .на прочность и устойчивость при следующих данных: ?>НХ6 = 529Х8 мм; F= 131 см2; 1—4,4• 104 см4; Г- 1680 см3; Е1= 9,3 • 10343 тс-м2.

РабЧ&Нмё Нагрузки Собственный вес конструкций ....    ук=350 кгс/м

Нефть в ASyX Трубах . . .............?пр—407 кгс/м

Пешеходы/ гололед..........Удод—188 кгс/м_

Всего . . .    <7=945    fcft;/M=0,945    тс/и

Параметры арки: 1=48 м; / = 5 м; материал — сталь 17ГС; 7^2 — 2610 кгс/см2.

По формуле (6.118)

-1 + ~8 ' 5

: 49,3 м.

/а= 48


Усилия в спареййой аркё от йолной симметричной вертикальной нагрузки (см. табл. 20)

J ~ 1;

4-131-б00а

А — В —    = 22,68 тс;

2

Н в    54,43 тс.

_ 8-5

Моменты МА~Мв = Мс — 0 в четверти

Mi,, = Л -L - Ну,,, - -f- - 22,68    -

— 54,43-0,75-5 —    =    о,

т. е. имеем случай рациональной формы оси арки, когда моменты во всех сечениях равны нулю.

Уеилия в двух трубах от собственного веса конструкции и несимметричной'нагрузки нефтью в момент заполнения труб (трубы заполнены, на полойину. пролета)

А    Л    .0,407-48 « 16,35 тс;

2    32

в =    +    JL    .0,407• 48 = 10,23 тс;

,    2    32

Mb — 14,65 тс-м; Мс = 0.

При данном -загружении наибольшие напряжения ¦ л.;:..

;0 = li®iL22° +. iiM. = 557,5 кгс/см* < дз в 2610 дгс/сй2.

2-1680    2-131

По формуле (6.121) для первого расчетного случая..".'''

8-я2-9,з-ю3,.    '

/V ^ у22,68s + 54,43аNHp - -58,97 тс < Зг‘ ’ 8 тс.

49,32


Ь формуле (6.105)

9,3-103 483


0,945 тс/м < 5,1 тс/м., ,

Следовательно, условия прочности и устойчивости для данных случаев загружения арочного перехода . обеспечиваются.

Аналогичным образом могут быть проверены прочность и устойчивость и для других расчетных случаев, например для горизонтального смещения пяты равномерного нагрева -на 2° С -и т. д.

§• 30. Расчет на прочность    1-

защитного футляра (кожуха) при пересечении, железных и автомобильных дорог

Одними из наиболее серьезных искусственных .препятствий .-являются железные и автомобильные дороги (рис. 53, табл. 22). Прокладка участков переходов трубопроводов - через железные ..и автомобильные дороги (за исключением V категории) -'предусматривается в защитном футляре (кожухе), который является ^основной деталью перехода и предназначен для предохранения

укладываемого через ^негр,.трубопровода от воздействия;'нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов, а при авариях трубопровода-— для предохранения полотна.до-., роги от разрушения. ; .


На ' футляр действуют го „    внешние нагрузки .— верти-

"ЬЛ 2ЯУГ2? ДЯГ    ка“"ое и    бттж

трубопровод; 2 — защитный футляр:    IpyHTd (/гр. в    И <7гр. б И    ДаВЛеНИё

•¦•3 —опора; -I - салыпжопое уплотнение:    ОТ Веса ПОДВИЖНОГО    ТраНСПОр- "

>5 —отводная труба; о — вытяжная свеча;    ,    '    -    г,.-.    344

Дороги

' a

Размеры, м Ь

н

Железная общей- сети

25

40

1,5

Железная промышленная

15

25

1,5

Автомобильная

10

25

1,4

' 2Yp.f)+?n

-rp.fi


п'гптгтт

Г*1

«н

\//

Х\

_v

ыу/

-*•

ж^м

м ж

*-

-*

___^

•*-

*-

-*¦

IV

*-

->

<-

• гр.б

Н i f 111 I 11H

,    ?Vp.8    +    ?n

Рис. 54. Схема к расчету футляра на прочность'

Расчетная, вертикальная нагрузка

(6.123)


?гр.в ^ ^гр^гр^св»

где/ггр=1,2 — коэффициент перегрузки; угр — объемный вес грунта в естественном состоянии; hcs — высота грунта в пределах естественного свода обрушения, действующая на футляр,

Лсп = -^.    (б-*24)

,/кр — коэффициент крепости породы; В — ширина пролета естественного свода обрушения,

Оф — наружный диаметр футляра; сргр— угол внутреннего трения грунта.

Боковое давление


Угр


(6.326).


?гр.б = «rpYrp (Кв + ” ) tg2 (45°


=    '    (6.129)

hn — толщина покрытия дороги; а — коэффициент1 жесткости,

а = ]/М,    (G.130)

х\ — текущая координата от центра приложения силы 1\.

Определив зону распространения эпюры реакции основания ’ 2а и ее максимальную величину q — cpmax(^), стрЬйтсягэпгора распределения напряжении, используя формулу

9 /    а" х I i а1-\-х \ ¦,

ах = — ( arc tg  --Ь arc tg —Т— ) -f ".

я \    г    г J    ... • :......

+ _j??i(?±?ijz?!L_,    (6.131)

п Цдс2 -f- г3 — я2)3 -(- 4а2г2]    ~.    ~—;~т.........

Гф — радиус футляра; М — изгибающий момент,

М. — СплГф (<7Гр Е 9гр.б)>

(6.135)


спл — коэффициент учитывающий всестороннее сжатие футляра, спл = 0,25; Rs — расчетное сопротивление материала.

Пример. Рассчитать защитный футляр на прочность при прокладке трубопровода через автомобильную дорогу, приняв следующие данные: Дф= 1020 мм; гф —510 мм; Н~2 м; материал— сталь 14Г2САФ; i?2 = 2600 кгс/см2; грунт — глина; уГр= ==1,6-тс/м3;-фгр = 40°; ^ = 0,8; &04 тс/м3. Полотно дороги— бетонное; /г„ — 0,2' м; ?п = 2-106 тс/м2; [лп=1/6; расчетный подвижный состав — автомобиль MA3-530; нагрузка на переднюю ось Pi = 7,8 тс, на промежуточную и заднюю Р2 = -Рз=15,6 тс.

По формуле (6.129)

12

По формуле (6.128)

1371 тс-м2.


2-10е-0,000667

2а *7 м

S3

Рис. 55. Эпюра реакции грунта основания ф;(х)

<х= -./-Я’И-- 1,162 1/м.

у 4-1371

Результаты расчетов по формуле (6.127) сведены в табл. 2Й; 'и представлены на рис. 55.

Параметры, определяющие эпюру реакции основания

Таблица 23 г

а*

Ч

а, 1 /м

2

тс/м.

рг

—— а, тс/м 2

ф1 (#)=*.?*- X 2

хаг), тс/м

Фг '(*)= — К

.. '¦ 2

Хат], тс/ы .

0

1 -

¦ 4,54

9,05 ." '

0,2

0.9651

4,30

... 8,74

0,4

0,8784

3,98

•7,95"

0„6

0,7628

3,46

6,9

0,8

0,6354

2„885

5,75

1

0„50S:!

2,308

•• 4;&-.

1.4

• 0,28! Г

1,294

¦ ¦ 2,58

! .8

0,123-' '

0,56

U-16

2

0,0667 j

о.зоз .

0,605'

— ,«>

0,008 1

0,0364

•0,072.

2,4

—0,0056

—0,0254 ;

-0,0507

2,6

—0,0254

—.0,1154 '

—0,230

2,8

—0,0369

—0,1675

—¦0,334 -

3,1

—0..04314

—0,196

—0,39: .: .

3,4

—0,04079

—0,1843

-0,372

U 62

3,6

—0,03659

—0,166

--0,33

4

—0,02583

-0,1175

-0,234...

4,5

—0,0132

4,54

-0,06

—0,119 .

5

-0,00455

9,05

—0,0207

—0,0412 ,

5,4

—0,0006В

—0,0028

-0,0057

5,5

0,00001

0,0000454

0,00009

6

0,000169

0,000766 '

0.001ВЗ ¦

6,2

0,000185

0,00084

0,00167 ¦

6,4

0,000134

0,00084

0,00167"

6,6

0,000172

0,0007®

0,00155'

6,8

0,000152

0,00069

0,00625

7

0,00129

0,00585

0.0117

С использованием табл. 24 результаты расчетов .распределения напряжений в грунте, приведены на рис. 56.

При глубине заложения футляра И — 2 м отношение z : а — = 2 : 3,5 = 0,57, коэффициент А ¦¦¦¦ 0,4. .

х/й

г/п

0

0,1

0,2

0,3

0,5

0,7

0-

1

1

1

1

1

1

.0, i

0„972

0,872

0,871

0,864

0,835

0,774

0,2

0,754

0,75'

0,742

0,736

0,685

0,5'93

0,3

0,643

0,643

0,618

0,615

0,564

0,48(2

0,5

0,45

0,448

0„44

0,462

0,399

0,356

0,7

0,314

0,309'

0,305

0,301

0,286

0,276 '

1

0,134

0,186

0,191

0,199

0,178

0,195

1,5

0,08

0,081

0,081

0.087'

0,097

0,194

о

0,042

0,042

0,043

0„045

0,055

0,067

3

0,015

0,013

0,013

0,017

0„021

0,028

4. ,

0,006

0,006

0,006

0,007

а,01

0,013

ft

0

0 • .

.0

0

0,002

0,004

Продолжение табл. 24

z/a

х/а

1

1 ,5

2

3

4

5

0

1

1

0

0

0

0

0,1

0,468

¦0,123

0,042

0,015

0,009

0,006

0,2

0,437

0,19

0,079'

0,03

0,016

0,0016

0,3

0,405

0,238

0,117

0,047

0,027

0,015

0,5

0,348

0,286

0,171

0,074

0,041

0,026

0,7

0,291

0,284

0,2

0,096

0,054

0,034

1

0,225

0,224

0,211

0,122

0,074

0,049

1.5

0,143

0,18

Q.185

0Л 45

0„097

0,068

2

0,089

0,123

0,145

0,135'

0,103

0,077

3

0,04

0.063

0,084

0,102

0,097

0,083

4'

0,021

0,033

0,049

0,071

0,078

0,075

5

0,011

0,02

0,03

0,048

0,062

ft,053

По формуле (6.132) qn = 1,2- 0,4-9,05-1 = 4,34 тс/м.

По формуле (6,125)

В= 102[l +tg( 45°--^-)' =

— 149,6 см.

Рис. 56. Линии равных напряжений ах

* д*9,05ус/м

П . ЛГ

" Н.

1 ч.

0,05а,

j.'/J-'cvwlI

•    Ч;Г- V' Я/.ь,.к--:i •

•’ W/'

•• '•“ ' V v'li-r'h.'1;!", iAvvM1

*    vvv:;v:;^«


По формуле (6.

Л°в ’ 2-0,8 По формуле (6.123)

<7гр.в= 1.2-1,6-0,935.

По формуле (6.126)


.124) 149,6


93,5


см


>;ж


3,2' 1,6 ^0,935

'" По формуле (6.134)

‘.Г ¦ N - 0,51 (1,795 + 4,34)

^.По формуле (6.135) •

•Цу.М = 0,25 • 0,512 (1,795 + 4,34 — О.бОЗуё'б, ^По. формуле (6.133)    ,

Ш" 8    31,3    1    /    (31,3)g -у...-6.8600

~т '    ф 2-2600 I/

¦ШТ” '    Г

' .............¦¦••

;||Ркончательно.;принимаем


i ^у^ейрей ^ пол ости': и:;й?пы^

- ^аиия тОУбОПрОВОДС


_1_,02

о

45°


з'Ш

31-3 кгс/qjc JCj

f iW&MWw ^

0,36 тс-^ЩГт


¦ 3,J3 -тс/м •


' МОЩНОСТЬ двигателя-,.


’’ .ПРИВОД ' '¦ от двигателя


,ч—*<л


°Ф — 1.0, МмДуЙа. ,/н. ^

Л *    ,


2750,. -5750 .. 6600 •5100-


98

¦-¦¦ 100 ,. 100 108


'-' ЗИЛ-‘1^1...•... КД№-100.--КДМ--Ю-0 ¦' д-1р.8.':-; . ,.


чте

т^л    '    wil    >    КС    9

>wab,. jv-k *- ^    уЩ f1 ПК’-Ю


•КГ ~ыР    ?


: 23 000г .-; ,5000 ¦ ¦' 39'50,; ,‘16'iOO:


U,    /**

-Ь,- *‘i—Is *

^ 1 ^*1А ьрчл^т j, / А АЛ, ^

¦    у-'.--.    #.'Ь


. -410 135 . -НО ¦ 300


1Д12Б'.', Г.

ЯАЗ.-М204В,,

J1A3-204

В2-300:;'^7л:'-.


Ж КС-100 : -Ж I УКС-400П

»f'    ХПС-8Р-.';': •

УКП-80,


5 S L"*?

.....„1( -


.....^    ------ Мощность, -J

^Мощность, "двигателя,

.Масса, кг .

Марка‘,.у|?Т?ИРвленн0Г0

. • ; •наСОСа%л:;--

ш

[АН-20'А 12Б-300 Д-12 .. ЛД1» ¦-. -¦. 2Д12Б ... 1Д12 •¦:’• 321-01

5800

?8200

9800

8100

,2800


160

..¦ 60 . : 240/150 . .180' .

а55 -. - -360 ...    54":


|ш-1СХоЩ®Ту.

г;-

8МС-ТХЗ Л*..;;.:,-8MC-TX3,:-V...-6M<S6X8;^..-., -¦ 3KS6®-^.V;.-.:4:


-¦'3000 1.000 240/500 300 •'

' '260 ' :

. . 150 -. 45 -


. зоо;!.

- .ЗООг ,

-..зоо;’,; •¦-- 300;.;;'

' . .30 V


АН-3001 |АН-1002 А1-Ь501 . :ЛН-2. . -

:АНг261 , ,-

;! АН-151 :.

! АН-0202


Ю|ь^..д,^Я'!.р.чист.ки1''в'нуТ,рвннеи' uuuiw'—

|§у.л^    И; испытания.' трубопроводов-1

|||исп<эльзуется^ком^^    вбзд ух.;“за*:

" V:л..,.5.,"’¦    ' Т а б л и ц а'у-Ж^'л

Техническая характеристика компрессорных станций, используемых при продувке I'"    '>¦    '•¦?.    щытании-трубопроводов' ..    .у

. Масса,'. кр\,.


& б.«7 И.ЦЙ- -:26

’Техническая^•характ,фисхика-;йаполнительнщ’,а^

; ¦, ,при гпррмывке:, и ^гидравличёск6)и.;испытанйи л


Производи,-.;

тельноству

м?/мин,.-;.

'’'/Давлетв’;,'

’’нагнетания, ¦

кгс/см*

~1- ' '-> - : - Низкого давлениН,...,.

C:'-••-7;.:

•.•.vuaia'&S?-:

.“Г:

-- "6' '

v _V;tU,Pw.-,


_____

• -    •-r»«<N4sir5er^r~’'—

¦ •Шч

:-Г,ч я! :г-* V    д

"¦ •• r|^V4,WT^*^WiVyifllv


'¦'• 1Г\ : ' ' - '-'-I . - ЮО • ¦

-1; V -;---:-: - • 4оо.. ¦п' •    -    2зо

о " ’ \; ¦    80 :.


"Марка

агрегата



•O'о §'5°


lh/. ¦ .


** f ^SHT i* $1и " ***№

<0^3 35t V'" 'Vr^kam

............... ш;пШ!л


..fo


z^SsdL ,........................................................... .

Si&i:.,.WJr^ -I-T-f,Vitm '7¦¦'¦т-r^-Нуптгогт    т-пт,г-"г-гг-п-ттУЙ7*

до созда^^^в^/нем^избытбчногоСдавления 1 кгс/смр|Лу;

<o ^

:-*i LO'COCx)-;

’..?$. <4o\^V

* *Sftt

Рис.

57.: Номог|®^ма^для^»пределайия ;;временй.-:;заполнёния труб.опрЪвода

. ; •;•¦•••';.;• ¦'.'• ЛЮДОЙ ИЛИ' воздухом/' -    •    L.V    ¦


^оо & <и


l;j|. rafS1 Jg?j


iN.

OJ

СО

& s 1 ИЙ fcf 1

С? 5 о / - ' со /

10„.' о / га s' /

f г: 1 о о

/ Illfs

*•*. ® г

ф -f‘2C /

S’ /

X . 1 a a I

** /

.'•'&. /

/

¦•;Й

г-3

ж ¦

. .4g;,'. I

й4'

ОЙ /

о ь /

/

LO —<

1 / CU I ¦&¦ 1 W / *5; /

г /

-_

<с <-^ 3

§що^о

s' РЗ *5 °


"С?!'==ог??0. • «*'>¦< ^ СО тН >Р


g s S О

2 о

It


и


>> 


; , ; ; , ; <м ^

¦Р'^Е

СО(ч-

2 й"00" to of


ю f-ч

fcb-f-a v


Р^ив^С'|«в.тру'бой^Ш^шШ'Щодувке^ освобождении от воды;'' ^ЙШН%йатгоеско1й;Шп^^^

Ш&ЩПями (табл.; 25). "Вода для промывкиддШДравлическьгсу. %Ьпытанпя;зака51йваетсях:';Нф^    --t-iira-.'

^^^Шр.сныЩ^становками (табл 26, 27). 1    ,    ,

1    ¦-* : '• 4-:;V'S

ffif- >J§ 32; Определение' времен»'-;:;.....- •

yJ*M %Ц/* *а.    №;;;-¦    ^здпо^щ?ия^трубопровр^о;в^одои

!"рг,Р-амма-Х\РЙ?#!?.^    частей,    предйаз-

.....'*,lralff'.vTr,rt тултУг» ••*'•»* тт пг лгтплпл nftrrtirt"' r>'r\'/s%s arrrr'' •э’-О’ггл ггттлт.тту гг ’’п>1


............................ .^рм^начеМ^ля опредёлейий:;времени .заполнения „трубопровода- воз-


Л:>


. 'A



'05 ?— C_

О <0.0^    ¦¦!•

' ^¦ ¦¦¦

г--' '•

v’^KrvSf.i,. ;'.iuw^(^rv^'-V!''''i;*^'‘'-i' ''

• • •¦ . ¦ . ’w '¦''’    ('¦•,.    '•    V    ''    ••Viv'i'''/'

до .полного наполнений- водой '[11].'3.' правой .части по. оси' абсцисс отлол<ена7дротяженность: //участка '.трубопровода • от,; 1: до., 100 км, наклоннйе.^щпти. обозначают.':^ условные, диаметры Dy трубопроводов' Ьг;.(20Д;до:;'14Ь0;;^м:'П6::;оси':абсцисс    ¦;:

'st* s' Э *t~. 5 0,:C

о о о ‘S*


si-??«§§¦ 5°SSe


отложена продЩж:ительнрС?)Ь';;н    до. ДбОО ч,.

наклонные линйи’;ознаЧают.: прризтзодцт.ельность Q компрессорных станций -.'и."’. напблнитёльньаСагрег'ат.о

ляет.производить.-расчеты.прич'работка.-любое давление не-;' сколькими агрегатами.,    -.'    :Щ”..;- ’•

¦    ¦¦¦''.•,'1''    .    '    :у;ф;Щ53,,

Пример. Определить время'заполнения воздУ'хбй-участ трубопровода диаметр'ом ?>у = 1 ООО мм, протяженно'стыо '.1.5" ks до* создания давления р — 6 кгс/см2. Для заполнений-:;Иепрдьз^ет-, ся компрессорная станция ДК-9 производительностью: 600 &?/ч.

На оси абсцисс правой части номограммы^лн^р^^точкзв соответствующую 1—15 км, и от нее проводим вертикальную линию до пересечения с наклонной .линией,,обозначающей = 1000 мм. Из точки пересечения этих, линий провОдиШторюоН" тальную линию в левую часть номограммы до^дереШЧёнияХс наклонной , линией, обозначающей ироизгю ди-тел ьность Q — = 600 м3/ч. Из этой точки:: опускаем перпендикуяяр--наг;рсь"абсцисс .и находим, что время заполнения'участка трубопровода вместимостью 12 000 м3 до избыточного давления 1 кгс/см2 составляет 4ап== 20 ч.    ;

Для определения времени заполнениятрубопровода--возду--хом;до создания давления р необходимо найдеиное 'врем я • умножить на создаваемое давление    1

=/>*нав = 6-20= 120 ч.-

При использовании для заполнения трубопровода-группы. на>--поднйтельных агрегатов или компрессоров 'необходимо «-найден--ное .время разделить.на число этих агрегатов. Если трубопровод заполняется воздухом последовательно компрессорйми^низкого и высокого давления, то время заполнения следует, определять раздельно для каждого приема, а затем, полученные результаты проеуммнровать..    .: 1    '    >

При необходимости определения времени заполнения -трубопровода агрегатами, производительность-которых, не указана в номограмме, по двум произвольно выбранным продолжительностям .заполнения проводят наклонную линию, когфая^естест-венно,"пройдет параллельно ранее нанесенным (пунктирная линия Q =10 000 м8/ч).

ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДОВ

§ 33. Определение приведенной к нормальным условиям протяженности трассы магистрального трубопровода (по трудоемкости выполнения изоляционно-укладочных работ)

Общая фактическая протяженность рассматриваемого участ-ка йагистрального трубопровода диаметром 1220 мм составляет 202 км. Длина перехода, сооружение которого выполняет ¦специализированная организация, — 0,5 км. Расчетная пр.отя-.’женность трассы строящегося трубопровода, обслуживаемой

¦ изоляционно-укладочными колоннами, 201,5 км/, в том числе по участкам с различными условиями выполнения работ: I —..по заболоченной местности (болота I типа —‘ 52% протяженности участка) — 17 км (коэффициент убеличения , трудоемкости выполнения изоляционно-укладочных работ = 1,36); И — в горных условиях с преобладающими уклонами более 7% —65,5 км (&r=l,85), на этом же участке выходы, скальных грунтов со1 .ставляют 10% его протяжённости Д&с=. 1,08); III — 119,5 км в равнинном рельефе и нормальных инженерно-геологических .условиях (преимущественно'в суглинках II группы) (&р=1) [15].

На участках I и II имеется 18 переходов через естественные и искусственные преграды, на" участке III — пять переходов.

Коэффициенты сложности изоляционно-укладочных работ в зависимости от числа переходов на 100 км трассы магистрального трубопровода'через , естественные- и искусственные прег-ра* ды принимающей следующими:

Число переходов . . . • 1—20    21—40' 40—50 Более 50.'

на участке II — грунтовка, 6-миллиметровый слой'мастикй;:слой стеклохолста (&,” = 1,25); на участке III — грунтовка, 4-миллиметровый слой, мастики, слой стеклохолста (k™ — 1).

Расчет приведенной протяженной^ трассы табл. 28. Суммарная приведенная к нормальным тяженность трассы данного участка 'трубопровод, кости выполнения из'ол*яционно-^по«~”—

355 км.


¦удельный вес "участков со -скальными грунтами в общей знности трассы; с — расчетный коэффициент:

" ’7'7 Более 0,77 1,6


..    . приведен- .."в

«л приведенная к нормальным .условиям ирО-;

данного участка 'трубопровода ; ;по: трУ'Доем^

изоляционно-укладочных работ ^еоста'вляет-;


Шде п —    ........

{протяженности трассы

0,01—0,33

' о.,8.


' а б.л 1!,ц    '


Показатели „ расчетные


величины


1

1,3

1,25

1,45


Li:

::::::

05,5- ..

2

2,52

' ; ;1;21 .

1.25 "

.. 2,77

182 :;

.....

,.;U«

.

.

' r:\5l

о!


Фактическая ков,, км


протяженность учад-

.. ..-рмального типа) природно-географических v..

То же, с учетом числа переходов климатических условий

Коэффициенты, учитывав"”- -

... j'.-—

Коэффициенты, учитывающие кон структивные особенности нанесения

. изоляции и выполнения укладочных ра-

" ¦ бот .3..'.

Суммарный коэффициент трудоемкости ' выполнения изоляционно-укладоч-.-ных работ

Приведенная протяженность трассы по участкам, км


рфициенты трудоемкости выполнения изоляционно-укладочных работ {при(изоляцин нормального типа) и различных природно-геогпяЛи”»'-......

"мях

То же, с


виях


1,5


¦щ

I


Коэффициенты сложности выполнения' изоляционно-укЛадоч-ных работ (при изоляции нормального типа km=\) в П Я'Ч ггтУтт • ных природных условиях прохождения 1


r---------- и типа km 1) в раздпч-

прохождения трассы следующие:

\ vT'r::

Болота I типа (по классификации Гипроспецгаза).......    1,7 .. .

Болота II типа..........................................2,5

Горный рельеф с преобладающими уклонами, %:

7—20  ..............................................ls85-:-:

20—40 .....................  .    2,15::::.

Более 40    '...............'..,2,5.


бот


Изоляция липкими

.....

Грунтовка, один слой полимерных лент (нормального типа) .

Грунтовка, два слоя полимерных лент (усиленного типа) . .

Полимерные ленты (один или два слоя) с дополнительной оберткой 1,5-миллиметровым слоем бризола ........

...... § 34. Определение

рационального числа линейных объектных строительных потоков

Исходные данные

1.    Фактическая протяженность участка трубопровода, обслуживаемого изоляционно-укладочными колоннами, 201,5 км.

2.    Приведенная . к нормальным условиям протяженность

трассы, ХПР=.355 км.

3.    Сметная стоимость вводимых основных фондов Ф —

= 38,6 млн. руб. "

¦ 4. Расчетная сменная производительность ведущего потока

в нормальных условиях его выполнения г/См— 1 км'в смену.

5.    Работы по. ведущему потоку намечается выполнять в две смены с учетом снижения -производительности труда в ночную

смену (пем=1,7).

6.    Затраты на передислокацию одного объектного потока

• Ли = 560 тыс. руб.

7.    Расчетное число рабочих дней в году в данных условиях

кг —220 дней. .


. п ............0,34—0,63    0,64—0,77

. с -;............0,8.    0,66.    1,34

Коэффициент трудоемкости изоляциовдо^укладочных. работ по отдельным конструкциям изоляционного, покрытия может

¦;бытъ принят следующим: -

Битумно-резиновая изоляция Грунтовка, 4-миллиметровый слой мастики, слой стеклохолста (нормальный тип-1)    ...........

Грунтовка, 4-миллиметровый слой мастики, 1,5-миллиметровый слой бризола (нормальный тип II)..........

Грунтовка, 6-миллиметровый слой мастики, слой стеклохол-

¦ ¦ ста (усиленный тип I)...................

Грунтовка, 6-миллимётровый слой мастики, 1,5-миллиметровый’ слой бризола (усиленный, тип II) . . ........

Грунтовка, 3-миллйметровый слой мастики, два слоя стеклохолста, 3-миллиметровый слой мастики, 1,5-миллиметровый

слой бризола (усиленный тип III) ............

Изоляция липкими полимерными лентами ----- /,.,™«ЯПЬН0Г0 Т!


8.    Продолжительность периода подготовки, ^азвёртываШр

свертывания линейного объектного строительного'-потЬйа;. Тп

— 60 дней.    -    •

9.    Коэффициент фактической экономическои.г.эффективности

строительства данного трубопровода Еф 0,17.    -     

Рациональное число объектных потоков определяется формуле    •

Ь-п ~ 'у/'


?фФ!пр _    /    0,17-38,6-355

•ЛтР тУаипсм j 220-0,56-1,0-1,7.

Расчетная продолжительность строительства данного-Объект 4 та, обеспечивающая максимальный народнохозяйственный--эф^ фект от досрочного ввода его в эксплуатацию, определяется по

в [lj приведены нормы продолжительности строительства:..-.--*, трубопроводов согласно СН 440—72.

ЗАЩИТА МЕТАЛЛИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИЙ

§ 35. Расчет основных-параметров катодной защиты -

Защита магистральных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляется катодной поляризацией поверхности трубы -установками катодной защиты (автоматическими и неавтоматическими). ¦    .

, Для расчета установок катодной-защиты необходимо при проведении.электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в поле токов катодной защиты, а также в месте установки анодного заземле-

¦ ипя, иметь данные по характеристике трубопровода, виду изо-, ляционного покрытия, и наличия источников электроснабжения.

Основными параметрами установки катодной защиты являются сила тока и длина защитной зоны, в зависимости от которых принимаются мощность установки,.тип и число анодных заземлителей, длина дренажных, линий;

Принципиальная схема катодной защиты изображена на рис. 58.    -¦

Порядок расчета основных параметров катодной защиты следующий [8].

1. Среднее значение’ удельного' сопротивления грунтов

П.

где pi — соответствующие им удельные сопротивления грунтов;

п

h — протяженность отдельных участков; Ь06Щ 2 U — общая

протяженность проектируемого трубопровода.

2. Переходное, сопротивление, «трубопровод—грунт» к концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты

(4t.c) ^ -^п.н ехР (^ Р^н.с)'    (9.2)

где — начальное переходное сопротивление «трубопровод-грунт», принимается равным 10 тыс. Ом>м2; {5 — показатель •скорости старения покрытия, принимает значения 0,116—0,133 1/год; для ориентировочных расчетов р следует принимать рав-

Rn.u . (


R


гь ср


Рис. 58. Принципиальная схема катодной защиты: /—трубопровод:    2    —    катодная    стан

ция; 3 — анодное -заземление; 4 — соединительные провода


7

t-min


1



ffi — норма амортизацио'нньгх;.:от-. числений, идущая - на - полное вое-, становление ' основных .'фондов^ принимается равной 10,6%/год.

3. Среднее значение переходного сопротивления."«трубопрот:.' вод — грунт» ' ;


яым О, I w 1 /год ;.w У4;'е-:^,. нормативный срок эксплуатации устройств катодной защн^ы^'. '


-II -- exp(— («„ с)].;-


(00


4. Сопротивление изоляции трубопровода на единице-длины’

Лп Utl.o) .

R„ALr)

nD.,

Р

'41. ср

яОн

где DK — наружный диаметр трубопровода.    -'...'^ьЯг

5. Продольное сопротивление единицы длины трубопровода

I':


: : ^(9.7)

R,.


(О,, — б) <5

где р; — удельное электрическое сопротивление трубной -стали (табл. 29); если марка неизвестна, р; — 0,245 Ом-мм2/м;"~6:;—~/ толщина стенки трубопровода.    '    ,    .

Таблица 29

Удельное сопротивление трубных сталей •

; Марка трубной стали

0,, 0м'мм!

Марка трубной стали

Р^, Ом-мм'/м "

:: 17гс

0,247

1ЯГ2САФ

0,266 ' . ':::'

17Г2СФ

0.24-5

18ХТ2САФ

0,260

0.8Г2СФ

0,243

15 ГСТЮ

0,201

1 - 18Г2

0,218,

СГЗ

0,218

:. 6; Входное сопротивление трубопровода среднее за нормативный срок эксплуатации катодной установки

-7- YkTr^UZJ

• « 1 2 ~ ;

7, Постоянная распределения потенциалов и токов вдоль-трубопровода к концу нормативного’ срока эксплуатации катодных установок

V


(9.1 Op


а ¦¦


Rub (in.о)


Rt


8. Задавшись удалением анодного заземления у от магистрального трубопровода, определяем:

а) . коэффициент, учитывающий влияние смежной СКЗ,

1

?min \2 2nZK y -j- Р0р,г

г+


1


^гпях J 2nZK у

-где ?“max> ?тт — соответственно максимальный и минимальный; защитный потенциал, измеренный по отношению к медно-сульфатному электроду сравнения; расчетные значения потенциалов; для изолированных стальных трубопроводов принимаются

?*„ = 1,1—0,55 = 0,55 В;

?mm = 0,85—0,55 = 0,30 В;

б) протяженность зоны защиты трубопровода одной СКЗ к: концу нормативного 'срока эксплуатации катодных установок

(9.12)»

L


In


Кв    - (2nZK у + р .г)


Еп


в) среднее значение силы тока нагрузки j    Етах',


г) сопротивление растеканию тока с одиночного


1 -J- 2 exp (— aL) +


-&¦ In Pr


4h-\- I a


СКЗ при Z = Z,


ср-


(9.13),

электрода ,    (9.14>


Рср.г

2пу


2L


Рср.г


Ы


+•.— In


2nL


4ft —


d


где d, da, l& —"соответственно диаметр электрода, • диаметр и; длина засыпки (табл. 30); h — расстояние от поверхности земли, до середины электрода; ра — удельное сопротивление засыпки;

д) оптимальное число электродов анодного заземления

/.

«

g

ж


«

о

ь

ж

?->

Си


sf

X

4



К

аз

й>

аз

te(

о

Д

о


»к

95


a;


Ш:

• И -•

;;*аз-;


•О.".

я,.

о -

&¦:


S

5

23 - H

o -r> ч a о • Ю ?

к О


х

12

а:

аз

к

о

>> 

s..

«

л


<у аз ч Щ • .« . S

О \о §

a. S-

S' ¦§ кс- Ч


§?

§8


о

Н


03

о


сч

о


2 ^ о сГ


«tfo.l-y/JM 'XUCllf «©шшме i,mHOohitNitxodi>jQif0


о

to


$ .8


о

СП •


о

со


кеШро


<М <50


СО... <N “


l/odiMairg


ю    о

CS1    о

'Ф !>•


О

Р


iET

ю

О


О

сч


diawBHt?1


X.

о ю .


a •

Я*-


wwir)f


о    о    о

ООО ^    ^    Г4*


$


о

LO


о

со


О) си

Ъ? Sr

/*s


н

и


о

н .


о


<


и,

и

г-*

со

—‘

к/

ч/'

<

<

-


¦ы « * *

со го


я

*

с


где'Сд — стоимость электроэнергии; т)в — коэффициент использо-, в'ания .электродов; т-~ время работы СКЗ в году; е+-сг —. норма амортизационных отчислений; са ¦—.стоимость установки одного-электрода; т) — КПД..катодной установки; , щ — коэффициент, экранирования электродов при выбранном расстоянии между ними: (табл. 31);    •"

..........Таблица    31

Коэффициенты экранирования вертикальных .трубчатых заземлителей, размещенных м    в    ряд,    без учета влияния соединительной полосы.

- Число труб

''Отношение расстояния.между трубами к длине трубы-

i

. - -2- = 2 "

JL=3

i

2

. : 0,84—0,87

0,9—0,92'

0,93—0,95

3

0,76—0,8

0,85'—о,&а

0,9—0,92

б

' 0,67—0,72 .

0,79—0,83

0,85—0,88

10

0,56—0,62 '

0,72—0,77

0,79—0,83 -

15

0,51—0,56

-0,.66—0,73

0,76—08

20

. 0,47—0,5

0,6S—0,7

0,74—0.79 ¦

60

0,38—0,43

0,66-0,63

0,68—0,74

Примечание. Наименьшие значения Дв соответствуют l/d—20, наибольшие— J/d=68* где d—диаметр заземлителя; ¦    .

: е) сопротивление растеканию тока с анодного заземления

(9.16)

Ri

пц в.


ж) оптимальная плотность тока, в дренажной линии

3] ,6'[/.(«-b.g).^r

(9.17}


/опт


Сэрпр^

где-рЛр — удельное сопротивление материала проводов, принимаемое 0,029 Ом-мм2/м;' cj — стоимость прокладки дренажной линии (Ci = 0,01 руб/м -мм2);

з) оптимальное сечение дренажного провода .

1


Др-ср 1 опт'


S


пр


(9.18}


и) сопротивление дренажной линии

Я


Рпр '


пр


пр


(9.19)


где /Пр — Длина проводника;

к) среднее значение напряжения на выходных, контактах СКЗ    .

К & — с&п<    "(9 22)

стоимость опор воздушной линии

^on = 2cK.0 + ^-ljcn.0,    .    (9 23)

где с„.о — стоимость установки одной концевой опоры^ёк.о^»-= 85 руб.); Сц.о — то же', промежуточной опоры (сцо=25 руб), у/50 — показатель, округленный до ближайшего целргд,"чис!йа?. стоимость провода воздушной линии

^пр = ^р;    ;4-    -(9 24)

капитальные затраты на одну СКЗ

К* =    + К0.п +Пр + ЛГо,    ,    (9 25)

где К0 — стоимость оборудования катодных станций, .’ включая стоимость строительных и монтажных работ, принийа'ётся::;для-КСС-300—.320 руб.; КСС-600 — 380 руб.; КСС-1200 — 530 руб-.;: стоимость электроэнергии прн работе одной СКЗ. :.

Эл == Сарт/1000;    (9.26)

удельные приведенные расходы

П _Зл -f- (в 0) Кг


-    (9.27)

/, /.

9.    Максимальная сила тока нагрузки СКЗ. при Z = ZK ' .

/др ,„ах =    ------- .    (9.28)

ZK 1-| 2exp(-aZ.).+ -^L .

Пример. Определить'оптимальные ' параметры катодной защиты магистрального нефтепровода диаметром DH — 720 мм с толщиной стенки 6 = 10 мм, протяженностью /-общ=800 км. Нефтепровод проектируется проложить по местности, характеризу-. :ющей.ся следующим значением удельного электросопротивления грунта по участкам:    f    ¦

0,1 ' 0,3    0,4    0,1    0,1


№общ • Pf, Ом-м


150    70    60    20    10

..Анодное заземление -установок катодной защиты проектируется выполнить из. вертикальных упакованных электродов типа ЗЖК-12-КА; начальное переходное сопротивление «трубопро-' вод—грунт» Лн.п==.Ю4 Ом-м2. Средняя- стоимость электроэнергии сэ=0,02 руб/кВт-ч.

По (9.1)

рорг= 150-0,1 +70-0,3 + 50-0,4 + 20-0,1 + 10-0,1 =59 Ом-м. -По (9.8)

100

9,5 лет;

10,5

По (9.2)

Rn(tw.c)^ Ю4ехр(— 0,125:9,5) ==3050 Ом-м2. По (9.4)

*п. ор ~

По (9.5) По (9.6) По (9.7) По (9.8)


0,125-9,5


:

Г':;:

;V.S

.V.:"


Rua (^н. с)


R


¦К-


RT


д;.!


Чиз-сР~ я0,72

= 12.2-10-6 Ом/м.

я0,7П.0,009


[1 — ехр(— 0,125-9,5)]- 5970 Ом-ма.


3050

я0,72

5970


2640 Ом-м.


1350 Ом-м.


tA4^ •*« 1

r\ У4**И**Я

з

\ r t ч#$*» 4 rv t Щ

mm

1 :i

; ’.M.^i^H

«steffl

«1

.••ЧЧта

•'>4(jfw

,,., 'ЛщМ

Щ pffl

a *"¦


По (9.1U)


У


12,2-10-6


0,95-10-4 1/м.    ;>•    :.


a ¦


1350


Принимаем удаления анодного заземления у от магистрального трубопровода по вариантам:    ¦    г.~: ¦•.,•


12    3    4    5

100    /150    200    250    300 ^. ^00-^55X5: -


Вариант . . У, м . . .


Для варианта б у = 300 м. По (9.11)

К* =


0,574.


vT-

104-2,3 lg-


0,3 \2 2я0,064-300-Ь59.


! +


0,55


2я. 0,064-300


По (9.12). 2


2я0,064•300


16 070 м.


0,95


0,3

0,55

0,55


0,574


(2л0,064-300 -Ь 59)


По (9.13)


=.3,46 а:


59'


0,0892


! + 2 ехр (— 0,95- SO—»-16 070) +


. 2я300'


По (9.14), принимая для электродов ЭЖК-12-КА d&~ = 0,185 м; d = 0,03 м; /а = 1,425 м; Л = 2,2 м; р^'0,2 Ъм-НГ!?у/:

ifli


59-2,3


2- 1,425


R,


lg



2я1,425


0,185


59 ь (.) .03


_1_ ,    4.2,2+    1,425    1

2 g.4-2,2 — 1,425

= 19,2 Ом.


По (9.15), принимая са = 25 руб.; г] = 0,7; 1)„=-=0,95; ^„ = 0,8; т=8760 ч; е + сг=-0,12 + 0,148-0,2(i8 1/год, .    ‘I;:;,

п - 3,45 ^^:о.Т>Г057873о-

1000-0,263-25-0,7-0,8 '

Принимаем я = 3. По (9.16)

Принимаем алюминиевый провод А1Х16 (5Пр=16 мм2).

' По (9.19)

= 0,029.— = 0,54 Ом.

Р = 3,45-29,75 = 103 Вт.

По потребной’ мощности СКЗ и напряжению на выходных . контактах .выбираем катодную станцию типа КСС-300 (/(0 = = 320 руб.).

По (9.22) .

а — '25 - 3 — 75 руб.

По (9.23)

. /С0„ = 2-85 + (-fp-l) 25 - 295 руб.

По (9.24)    .

*пр = (0,01 -16 + 1,3) 300 = 438 руб.

По (9.25)

в = 75+ 295+ 438+-320 = 1128-руб.

По (9.26)

Эп = 0,02    8760    =    18 руб/год.

л 1000.

По (9.27)

' ± ^ +    =    20,5    руб/км-год.

. .L    16,07    '¦    "

Результаты расчета, по .остальным ' вариантам сведены,: .Ж табл. 32.

Зависимость n/L.—f(y) изображена на рис. 59, по которому определяется ¦ оптимальное'удаление. анодного заземления от трубопровода i/ = 265 м. Для выбранного значения . удаления

Результаты расчета параметров катодной защиты магистрального трубопровода*

' .....•

-----.--.--

Номер варианта    "'/•    .............. ./

Параметр

(

I

2

-

4

Б —

- - -6---'." - - - '"V

• 7 -:-

У, ы

100

150

200

250

30-0

¦ ¦ 400 :

"5'50

к*

0,66

0,61

0,594

0,58

0,574-

' 0,560

0,559 '

L, км ‘

2,38

8^73

12,1

' 14,4

16,07

Г.....18 -.

- 20. -

^др. ср‘ ^

1,68

2„38

2,35

3,2

3,45

; : 3,8

4,15-

п

1.54

2,18

2,61 .

2,97

3,15.

: ' 3,5..

3,82

2

2

в

3

¦ 3

.... 4..--

4

RjOu

12

12

8

, 8-

а

6.

-.

5пр, мм2

16

16

16

16

16

/. 16 -

'18»

^пр* Ом

0,18

0,29

0,38

0,45:

.0,54.:

.0,72.;

'0,99^

А-Ёср, В

20,75

20

24,1

2-7,6

29,75'

-. 25,75-..

¦29,25-,

^ор, Вт

65

48

69

90

ЛОЗ

98

.. 120-

5Л, руб/год

8,75 -

11,9

16,1

21,4

25,6

24 5

30-

Ка, руб.

50

50

75

1 75,

75.

100

' 7929

100

кл, руб.

341

414

527

625 -

J733

1223

Кт, руб.

П/L, руб/км-год

320 '

320

3201

320

320

-..'320

320.

84,8

26,25

21,7

20,4

20,5

;21 4

.....

22

анодного заземления от трубопровода о пр едел я ются все: ji а р а-метры по изложенной методике:

в


. Кв

0,578


L, км 15


RIU Ом Rap, Ом ЛЕ,


п

3


is;5


0,48


^др.ср. А 3,45


DoPn;Bf..

102


1(а> руб. Кп, руб./Соп. руб. Кэ, руб. Эя, руб/год П, руб/год Я/^Груб/кмТгод;--75    647    320    1042    25,3    305    20,3::    ,    '

. ¦¦''¦¦¦ г

Результаты расчета подтверждают, что' у = 265 м; соотв'етстк вуют минимальные удельные приведенные расходы ка сорру.--' жение и эксплуатацию системы катодной защиты магистр ал ьио-го трубопровода /7/L = 2Q,3 руб/км-год.    !    v'w.',

/7/Z,psS/KM-eo8

?.5,0

1

\

{

¦

\

'

-

!

V

L.--J

«о •

(V

?

Г

Рис. 59. Зависимость лриве-деиных затрат на защиту . 1 км трубопровода от удаления анодного заземления -ют-трубопровода

гг,s


го,о


17J


/    ___°’^s__4 8 А

др. max '    „    ч>°    Л-

59

1 +2ехр (— 0,95-Ш—<• 15-000) +

0,064


2я265 j

По (9.20)

"ЪЕтах = 4,8 (8 + 0,48) + 0,25 = 40,6 В.

По (9.21)

Ртах ~ 4,8-40,6 = 195 Вт.

По [1], руководствуясь полученными значениями Ртах и /Л-Вшах, выбираем тип СКЗ — СКСУ-300/48.

По (9.29)

Т -8.'-3'0.-.95. = 55 лет,

0,12-3,45

..¦здесь 8-3 — общий вес всех электродов, кгс; 3,45 — среднее значение силы тока нагрузки СКЗ; 0,12 — электрохимический эквивалент железокремнистого чугуна в коксовой засыпке; 0,95 —¦ ^коэффициент использования электродов.

По (9.30)

W = .800/15 = 53,3.

Принимаем N. = 54.

§ 36. Расчет основных параметров протекторной защиты

Протекторная защита относится к электрохимическому виду .-.защиты трубопровода от коррозии и основана на принципе работы гальванического элемента. Она автономна, благодаря че-,;му может использоваться в районах,., где отсутствуют источники . .электроэнергии.

При расчете протекторной установки определяются следующие параметры:-сопротивление и сила тока протектора, сила тока,.необходимая для защиты 1 км трубопровода, число про- ., ¦текторов на 1 км трубопровода, расстояние между протекторами и их срок службы.

Принципиальная схема протекторной защиты изображена;.. :.па рис. 60.

Порядок расчета основных параметров протекторной защи'-;' ты следующий.    '    L-Щ.

1. Сопротивление растеканию тока с протекторной установки;-,:

Яп = (lg + 4-    ™lg Т')’ (9-31)

^а'У'Пэ Ч    2    .    4h    —    /а    pr    da    j

<F©5®c

Рис. 60. Принципиальная схема протекторной защиты:

/ — трубопровод;    2 —« контрольно-пзмери-

тельная колонна; 3 — соединительные провода; 4—протектор; '5 — активатор

фициент, учитывающий взаимное экранирование •^вертикальйых!^ протекторов в группе.

2.    Задаются потенциалами:

Еи — потенциал протектора до подключения его к трубопро’-...-воду; для маг'ниевых протекторов Еа—1,6 В;• ЯЭащ ий, ный минимальный потенциал, i?3att(min=—0,85 В; i:0,07 ^г'ёстест--'; венный потенциал трубопровода до включения защит<ы?.;Жес*1=8"••• = — 0,55 В.

3.    Протяженность защитной зоны протекторнрйЩста^вки..:;^;'-'-


где рг-т- удельное сопрот'ииле---ние грунта, окружающего про-' тектор; р;, -- удельное- сопро'-, тивление активатор аda,.;,7а-—•, соответственно'-'-дйа j>. и - вы- ;' сота столба активатора, окру--ж ающего протектор;*•?/$.— дна-v метр протектора, /г^ глубина, установки 1!ротектрр:а;:'(от по-, верхности 'земли,;.:догтб'ёредйньк протектора)—число. про-?' гекторов в группертрР1'4'^*'''

R*


L


{9.33):


Ч


Rti ' v ¦fi'aaiu min

4. Сила тока протекторной установки

Т _ ^aaaimin ,Г;йст /1    mln

1 ” ~    ..........гл


Rn

5. Анодная плотность тока


Е п


1000/П

;(9.34)<



N(nd„ln + 2• 0,785d^) ’

здесь размеры протектора d„ и /„ подставляются в дециметрах.

6. Срок службы протекторной установки

^'Пн'Чп

(9.35)-

Т ¦


(tin

где G — вес протекторной установки; <7 — теоретический электрохимический эквивалент материала протектора (для Магниевых протекторов ?7 = 3,95 кг/Ам ол); т)„— коэффициент использования протектора (г]и = 0,95);    —КПД протектора, зависящий от анодной плотности тока:    Т;.    .

/я, мА/дм-

Чя>: . . .


6    12    18    24    '30:    36    42    '4S    .

0,51    0,54    0,55    0,56    0,675.    0,585    0,592    0,6.-


и*. Техническая    х а р актер нети к а

-У приведена в табл. 33 [1].

Тип проектора

" Размеры, мм

Масса, кг

Электрод

Общие

Электрод

Общая

Высота

В плане .

Условный

диаметр

Высота

Диаметр

ПМ-5У

500

76X100

,95

5В0

165

' ;'5

16

ПМ-ЮУ

6.00

100x130

¦ 100

. 700

200

, 10

30

f ПМ-20У

610 .

155X175

'150

71D

Щ

20

60

Пример. Определить протяженность защитной зоны протекторной установки (5 протекторов типа ПМ-5У), подключен' .ной к магистральному трубопроводу 'Диаметром 1020 мм, уло-.женному в грунт с удельным-сопротивлением 20 Ом-м. Трубо-\ :лровод имеет изоляционное покрытие с переходным сопротивлением i?n,cp== 1000 Ом • м2.

Протекторы установлены на глубине h = 2 м на расстоянии *а — 5 м друг от друга в группе (%~Д525).

По (9,6)

'    -^-    =    3130м-м.

я1.02

По (9.31) Яп =


0,366-20 0,58-5


-0,525 \ & 0, 0,2 ,    0,165

jg


-0,58


3,28 Ом.

— —0,85 В;


20    °    0,095

-1,6 В; ¦Ё'защ mln


-0,55 В.


Принимаем ЕаПо (9.32)


313


1,6


1


М.


3,28 V 0.85


По (9.33) По (9.34).

. /а- =


.0,85.-0,55


0,85

1,6


0,43 А.


1


¦ 3,28 . 0,43-1000


,./а = 53 мА/дм2; г)п = 0,6. По ',(9.35)    .

§ 37. Расчет основны:    лраметров

электродренажной защиты

..^..Значительную опасность для магистральных;трубопроводов представляют блуждающие токи электрифицированных-железных дорог, которые в случае отсутствия /защиты трубопровода вызывают интенсивное коррозионное разрушение в анодных'

Рис. 61. Принципиальные схемы,..злёк-~.

трнческого дренажа:;;-a — прямой; б — поляризованный;- Iv'e —-усй~-лснныА; / — трубопровод; 2 — переменное/со--противление; 3— клеммы . для ..подключения» шунта амперметра; 4 — выключатель;-' r’s:~< плавкий предохранитель; 6 — рельс-электро—'¦' фнцнрованпой дороги; 7 — выпрямитель


^ ^ I -s' >


и?гЧ


Рис. 62. Кривые коэффициентов/корреляции дренажного тока


¦г К

4." :' I 0,5 *

15 о,ч

•-sji-

&,2

“у

У ^

' ^

к

/

\\

\

кгЛ

V'1

\ \

А

\\

\

йй’, о 1 г з k i,km г    s    s    ю

¦П; :L,xn ; я ; tjodbi;- (Sb, мм


зонах. Наиболее эффективным способом защиты от блуждающих,токов является электродренажиая защита (прямой,.поЛя:~: рисованный и усиленные автоматические дренажи, принципиальные схемы изображены на рис. 61). Характеристики .элект-г Дренажных установок приведены 1! [1J.

||§При осуществлении дренажной защиты необходимо выбрать. *ёст(У установки электродренажа н определить сечение дренаж-

ного кабеля. Сечение дренажного кабеля поляризованной дренажной установки

5 = JsEL ,    (9.36)

ш    4    '

где /д — дренажный ток; р —’удельное сопротивление материала кабеля; L —длина-дренажного кабеля; At/ — допустимое падение напряжения в дренажной цепи.

Максимальный дренажный ток

/д = WWC4/C50,2,    (9.37)

где /т — ток нагрузки тяговой подстанции; /Сг,    К&    — ко-

. эффициенты корреляции дренажного тока, учитывающие соот--¦ветственно’расстояние L между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой, расстояние' / от места пересечения! трубопроводом электрифицированной железной дороги и тяговой подстанции, изоляционное’ покрытие биз трубопроводов* время it укладки трубопроводов и число п параллельно уложенных .трубопроводов . (рис. 62).    ,

! • Бородо..ми II. П., Березин В. Л. вооружение магистральных .трубо-прсшидоп. М., Мадрл, 1977.

2.    Бородавкин П. П. Механика грунтов в трубопроводном -строительстве.

175

ГИБ 3093

Лев Алскгеевич Бабин, Леонид Иванович Быков, Владимир flKoiurnim Волохов

ТИПОВ!,::'. РАСЧЕТЫ ПО СООРУЖЕНИЮ ТРУБОПРОВОДОВ

Редактор, издательства Н, В. Сергеева Переплел' художника Д. I:, Ч у ч к а н о в а Художестветгый редактор П. Б. Шутько Технический редактор И. Жидкова Корректор Р. Нечаева

Сдано в набор 17.04.70. Подписано п печать io.ni- ги т-пззб. формат бОХЭО'/ю. Бумага ки-журн. Гарнитура литер. Печать высок,:-., ilci. л. 11,0 Уч.-изд. л, 9,91 Тираж 7500 экз. Заказ 307/78’22--8 Цена 35 коп.

Московская типография № б Союзлолиграфнромл при Государственноь: комитете СССР -по делам издательств, полиграфии н книжпои торговли. 109088, Москва, Ж-88, Ю'жио-

портовая ул., 2-1,

ч

*

ТОИ Р-112-12-95 ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ ПРЕДПРИЯТИЙ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ

Дата введения 1995-08-01

РАЗРАБОТАНА СКБ "Транснефтеавтоматика" по заказу Главнефтепродукта ГП "Роснефть"

Типовая инструкция разработана в соответствии с Положением о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда и Методическими указаниями по разработке правил и инструкций по охране труда, утвержденными Постановлением Министерства труда Российской Федерации от 1 июля 1993 г. № 129.

СОГЛАСОВАНА постановлением президиума ЦК Российского профсоюза работников химических отраслей промышленности от 26 декабря 1994 г. Протокол №21

УТВЕРЖДЕНА Министерством топлива и энергетики Российской Федерации

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 4 июля 1995 г. № 144

С введением в действие настоящей инструкции не действует одноименная типовая инструкция по охране труда, утвержденная Российским государственным концерном "Роснефтепродукт".

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

1.1.    Настоящая инструкция предусматривает основные требования по организации безопасного проведения работ в резервуарных парках на предприятиях нефтепродуктообеспечения.

1.2.    При производстве работ в резервуарных парках, кроме требований, изложенных в настоящей инструкции, должны выполняться также требования инструкций по охране труда при проведении сливоналивных операций в резервуарном парке, зачистке резервуаров, проведении огневых и газоопасных работ, при работе на высоте и требования других инструкций по профессиям и видам работ в резервуарном парке.

1.3.    Технологические трубопроводы, сети теплоснабжения, канализации, кабельные и другие коммуникации, сооружения и колодцы должны иметь на поверхности земли указатели в соответствии с технологической схемой.

На стенках резервуаров с этилированным бензином должны быть нанесены надписи несмываемой краской "ЭТИЛИРОВАННЫЙ БЕНЗИН - ЯД".

1.4.    Работники, обслуживающие резервуарные парки, должны знать схему расположения трубопроводов и назначение всей запорной арматуры, чтобы в процессе эксплуатации, а также при аварии или пожаре быстро и безошибочно производить необходимые переключения.

1.5.    Дороги и проезды на территории резервуарного парка необходимо содержать в исправности, своевременно ремонтировать, в зимнее время очищать от снега.

1.6.    Возможность закрытия отдельных проездов и участков дорог для ремонта или по другим причинам должна согласовываться с пожарной охраной предприятия. На период ремонтных и других работ на дорогах должны быть оставлены проезды шириной не менее 3,5 м или устроены мостики через траншеи.

1.7.    В местах прохода работников через трубопроводы следует оборудовать переходные площадки или мостики с перилами, которые должны содержаться в чистоте и исправном состоянии.

1.8.    Территория резервуарного парка и площадки внутри обвалования должны периодически очищаться от земли, пропитанной нефтепродуктами, мусора, посторонних предметов. В летнее время трава должна быть скошена и вывезена в сыром виде.

1.9.    Обвалование резервуаров должно содержаться в исправном состоянии.

При каких-либо работах на территории резервуарного парка не допускается нарушение целостности обвалования.

Запрещается переход через обвалование в неустановленных местах.

1.10.    В темное время территория резервуарного парка должна иметь освещение, отвечающее нормам техники безопасности и пожарной безопасности.

1.11.    Для местного освещения в темное время суток должны применяться переносные взрывобезопасные аккумуляторные светильники напряжением не более 12 В, включать и выключать которые следует за обвалованием или ограждением резервуарного парка.

1.12.    На территории резервуарного парка запрещается курение и применение открытого огня (спичек, факелов, керосиновых фонарей и т.п.).

1.13.    По территории резервуарного парка запрещается проезд автотранспорта, тракторов, спецтехники без искрогасителей.

1.14.    Резервуарный парк должен быть оборудован аварийной пожарной сигнализацией, телефонной (радиотелефонной) связью с руководителем нефтебазы, ближайшей пожарной частью.

1.15.    Не допускается пребывание на территории резервуарных парков лиц, не имеющих непосредственного отношения к обслуживанию резервуаров, оборудования и к их ремонту.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

2.1.    Перед вступлением на дежурство старший по смене должен произвести внешний осмотр резервуаров, их оборудования и заземляющих устройств. О замеченных недостатках (появление течи в арматуре, швах корпуса или из-под днища резервуара, переливе и т.п.) необходимо немедленно сообщить непосредственному руководителю с принятием соответствующих мер по устранению неисправностей и обязательной записью в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

2.2. Проверить состояние рабочего места, исправность инструмента, приспособлений, механизмов, наличия средств индивидуальной защиты, средств пожаротушения.

Запрещается пользоваться неисправными инструментами, приспособлениями, механизмами, средствами индивидуальной защиты.

2.3.    Перед проведением ремонтных работ следует убедиться в том, что освобожденный от нефтепродукта резервуар отсоединен от всех трубопроводов с установкой диэлектрических прокладок и заглушек, задвижки закрыты, вывешен плакат "Не открывать - работают люди!". На соседних резервуарах, расположенных в одном обваловании на расстоянии не более 40 м, должны быть прекращены технологические операции по закачке и откачке нефтепродуктов.

2.4.    Проведение в резервуарном парке огневых или газоопасных работ допускается только после оформления в установленном порядке наряда-допуска на проведение работ повышенной опасности.

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1.    Для предотвращения утечек нефтепродуктов из резервуаров необходимо поддерживать полную техническую исправность и герметичность резервуаров и всего резервуарного оборудования.

Запрещается эксплуатация резервуаров, имеющих неравномерную осадку и трещины, а также неисправное оборудование, контрольно-измерительные приборы и стационарные противопожарные устройства.

3.2.    Работоспособность дыхательных и предохранительных клапанов следует проверять по графику, утвержденному главным инженером предприятия, но не реже одного раза в месяц, а при температуре воздуха ниже 0°С - не реже одного раза в декаду.

3.3.    За осадкой каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение (в первые четыре года эксплуатации - ежегодно, в последующие годы - не реже одного раза в пять лет).

3.4.    При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и прилегающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

3.5.    При эксплуатации резервуаров с понтонами должен также осматриваться и понтон. В верхнем положении понтон осматривается через световой люк, в нижнем положении - через люк-лаз во втором поясе резервуара.

3.6.    Передвижение по понтону из пенополиуретана для его осмотра или ремонта допускается только по трапам шириной не менее 650 мм и длиной не менее 2 м, изготовленных из досок толщиной не менее 50 мм без металлических креплений.

Запрещается перемещение по понтону, когда он находится в плавучем состоянии.

3.7.    Резервуары, находящиеся в эксплуатации, подлежат периодическому обследованию и дефектоскопии для определения их действительного технического состояния.

3.8.    При выполнении работ на крыше резервуара передвижение работников должно осуществляться по лестничным площадкам. Хождение непосредственно по кровле резервуара запрещено.

3.9. На резервуарах, заполненных продуктом, не допускаются какие-либо работы с применением молотков, кувалд и тому подобных инструментов.

3.10.    Очистку от снега резервуарных лестниц и крыш допускается производить только деревянными лопатами.

3.11.    Для транспортирования тяжелого оборудования или материалов к резервуарам при ремонтных работах необходимо устраивать переезды через обвалование с подсыпкой грунта.

Устройство подъездов через обвалование резервуарных парков должно быть согласовано с пожарной охраной предприятия.

3.12. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтных работах, в ночное время и при длительных перерывах в работе (выходные и праздничные дни) должны снабжаться ограждением, а после окончания работ должны быть засыпаны и спланированы.

3.13.    При эксплуатации резервуарных парков запрещается загромождать подходы к противопожарным средствам и проезды для пожарной техники.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

4.1.    При эксплуатации резервуарных парков возможны следующие основные аварийные ситуации:

перелив нефтепродукта из резервуара;

вакуумное смятие корпуса резервуара при откачке нефтепродукта;

появление трещин в швах или металле корпуса резервуара;

возгорание и взрывы.

4.2.    В случае перелива нефтепродукта старший по смене обязан немедленно остановить заполнение резервуара, вызвать пожарную охрану, сообщить руководству предприятия. Соблюдая меры безопасности, приступить к ликвидации аварии согласно плану.

4.3.    В случае вакуумного смятия корпуса резервуара старший по смене обязан немедленно остановить откачку нефтепродукта из этого резервуара, сообщить о случившемся руководству предприятия и действовать согласно плану ликвидации аварий.

4.4.    При обнаружении трещин в швах или в основном металле окрайка днища следует принять меры к освобождению резервуара от нефтепродукта.

4.5.    При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден от нефтепродукта полностью или частично в зависимости от способа его предстоящего ремонта.

4.6.    В случае возгорания и взрывов на территории резервуарного парка старший по смене обязан немедленно остановить все виды перекачки, вызвать пожарную охрану, при необходимости "скорую помощь", сообщить руководству предприятия, действовать согласно плану ликвидации аварий.

5. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ

5.1. После окончания работ в резервуарном парке работники, выполнявшие эти работы, должны убрать за собой инструменты и приспособления, рабочее место.

Запрещается бросать с резервуара на землю лот, рулетку, инструменты и другие предметы.

5.2.    При проведении работ с токсичными веществами необходимо выполнить требования личной гигиены (принять душ, переодеться).

СОДЕРЖАНИЕ

1.    Общие требования безопасности

2.    Требования безопасности перед началом работы

3.    Требования безопасности во время работы

4.    Требования безопасности в аварийных ситуациях

5.    Требования безопасности по окончании работы

ТОИ Р-112-12-95

Стр. 4 из 4


ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА ПРИ СЛИВОНАЛИВНЫХ ОПЕРАЦИЯХ В РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ, НА ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНЫХ И АВТОНАЛИВНЫХ ЭСТАКАДАХ ТОИ Р-112-13-95

Дата введения 1995-08-01

РАЗРАБОТАНА СКБ "Транснефтеавтоматика" по заказу Главнефтепродукта ГП "Роснефть"

Типовая инструкция разработана в соответствии с Положением о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда и Методическими указаниями по разработке правил и инструкций по охране труда, утвержденными Постановлением Министерства труда Российской Федерации от 1 июля 1993 г. № 129.

СОГЛАСОВАНА постановлением президиума ЦК Российского профсоюза работников химических отраслей промышленности от 26 декабря 1994 г. Протокол №21

УТВЕРЖДЕНА Министерством топлива и энергетики Российской Федерации

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 4 июля 1995 г. № 144

С введением в действие настоящей инструкции не действует одноименная типовая инструкция по охране труда, утвержденная Российским государственным концерном "Роснефтепродукт".

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.1.    Инструкция предусматривает общие требования безопасности при проведении сливоналивных операций в резервуарных парках, на железнодорожных и автоналивных эстакадах.

1.2.    К проведению сливоналивных операций в резервуарных парках, на железнодорожных и автоналивных эстакадах допускаются лица, прошедшие в установленном порядке медицинский осмотр, обучение, инструктаж и проверку знаний по охране труда.

1.3.    Работники, производящие сливоналивные операции, должны быть обеспечены: костюмом брезентовым;

сапогами кирзовыми; рукавицами брезентовыми; плащом непромокаемым;

при выполнении работ с этилированным бензином дополнительно: бельем нательным;

на наружных работах зимой дополнительно:

курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке;

брюками хлопчатобумажными на утепляющей прокладке;

при выполнении работы по сливу-наливу железнодорожных цистерн дополнительно: валенками.

Кроме того, рабочее место (эстакада) должно быть обеспечено фильтрующим противогазом на случай аварийной ситуации.

1.4.    На рабочем месте должны быть предусмотрены первичные средства пожаротушения.

1.5.    Железнодорожные пути, эстакады, трубопроводы, сливоналивные шланги с наконечниками должны быть заземлены.

На электрифицированных железных дорогах подъездные пути должны иметь два изолирующих стыка.

1.6.    Работы во взрывоопасных и пожароопасных местах должны производиться инструментом, исключающим искрообразование.

1.7.    Освещение резервуарных парков и эстакад должно быть прожекторное. Для местного освещения допускается применение взрывобезопасных аккумуляторных фонарей напряжением 12 В, включение и выключение которых должно производиться вне взрывоопасной зоны.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

2.1.    Визуально проверить наличие заземляющих проводников: сливоналивных эстакад, оборудования эстакад, рельсов железнодорожных путей.

2.2.    Осмотреть наливные шланги с целью выявления неисправностей.

2.3.    Проверить наличие телефонной связи эстакад с обслуживающими их насосными.

2.4.    Проверить наличие и исправность первичных средств пожаротушения.

2.5.    Ознакомиться с записями в журнале приема-сдачи смены (вахтенный журнал). Проверить исправность оборудования.

О неисправностях и неполадках сообщить непосредственному руководителю.

2.6.    Руководство сливом-наливом цистерн должно быть возложено на старшего по смене. Ему запрещается отлучаться во время слива-налива.

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1.    Операции по сливу-наливу должны выполнять не менее двух работников.

3.2.    Присоединять нижний сливной прибор железнодорожной цистерны к сливному коллектору можно только после установки башмаков под колеса цистерны и отвода с этого пути тепловоза. Башмаки должны быть деревянными или из неискрящегося материала.

3.3.    Переход с обслуживающей площадки эстакады на цистерну должен осуществляться через переходные мостики. Мостики должны быть заземлены; нижняя часть мостика со стороны цистерны должна иметь резиновую или деревянную накладку с потайными болтами.

3.4.    Слив и налив железнодорожных цистерн и измерение в них уровня нефтепродуктов на электрифицированных железнодорожных тупиках без отключения контактной сети запрещается. Отключение и включение контактной сети производится соответствующей службой железной дороги по заявке нефтебазы.

3.5. Автоцистерны, предназначенные для налива нефтепродуктов, должны быть заземлены. Налив нефтепродуктов должен производиться при неработающем двигателе автомобиля.

3.6.    Запрещается эксплуатировать цистерну с неисправными: сливными приборами, внутренними лестницами, площадками, поручнями, а также с подтеканием котла, крышками без проушин для пломбирования, без резиновой прокладки. Все отмеченные недостатки (неисправности) оформляются актом.

Налив железнодорожных цистерн при отсутствии отметки технического осмотра не допускается.

3.7. Крышки люков цистерн, нижние сливные приборы железнодорожных цистерн необходимо открывать и закрывать, не допуская ударов, способных вызвать искрообразование.

3.8.    Нефтепродукт в цистерну должен поступать равномерной струей под слой жидкости. Подача нефтепродукта "падающей струей" запрещается.

Запрещается проведение сливоналивных операций во время грозы.

Запрещается проводить сливоналивные операции с цистернами, облитыми нефтепродуктами.

3.9.    Во время налива должен осуществляться контроль за наполнением резервуара, цистерны, не допуская перелива нефтепродуктов. Случайно разлитые нефтепродукты следует немедленно удалить, а место разлива нефтепродукта зачистить и засыпать песком.

Если при наливе нефтепродукта в автоцистерну допущен его пролив, то запуск двигателя запрещается. В этом случае автоцистерна должна быть отбуксирована на безопасное расстояние с помощью троса или штанги.

3.10.    При открытии люка резервуара, цистерны с нефтепродуктами работнику необходимо находиться относительно люка с наветренной стороны.

Запрещается заглядывать в открытый люк или низко наклоняться к его горловине во избежание вдыхания и отравления выделяющимися вредными

парами нефтепродуктов.

3.11.    Отбор проб надлежит проводить металлическими пробоотборниками, не дающими искр при ударе. Пробоотборник должен быть заземлен.

Опускать и поднимать пробоотборник следует плавно, без ударов его о края горловины.

Запрещается отбирать пробу нефтепродукта во время налива или слива его из резервуара, цистерны, а также во время грозы, сильных атмосферных осадков.

3.12.    Крышки люков, нижние сливные приборы железнодорожных цистерн после сливоналивных операций и замера уровня нефтепродуктов должны быть герметично закрыты.

3.13.    В сливоналивных устройствах вязкие и застывшие нефтепродукты разрешается разогревать паром, горячей водой, электронагревающими устройствами. Применять для этих целей открытый огонь запрещается.

Не допускается электроподогрев легковоспламеняющихся нефтепродуктов в цистерне.

3.14.    Паровые змеевики и электрические грелки должны включаться в работу только после погружения их в нефтепродукты на глубину не менее 50 см от уровня жидкости до верхней кромки подогревателя. Прекращение подачи пара и выключение тока должно производиться до начала слива.

Электрические грелки разрешается применять при подогреве нефтепродуктов с температурой вспышки не менее 80°С. Запрещается сливать нефтепродукты при включенных электрических грелках.

3.15.    Вывод железнодорожных маршрутов с путей предприятия должен производиться только после окончания налива (слива) и закрытия люка цистерны, оформления документов, тщательного осмотра и обязательного согласования с диспетчером (оператором) предприятия.

3.16.    По окончании налива наливные рукава из горловины автоцистерны выводят только после полного слива из них нефтепродукта. Закрывать горловину автоцистерны крышкой следует осторожно, не допуская ударов.

3.17.    Хождение непосредственно по кровле резервуара запрещается.

Лестницы и площадки резервуаров должны содержаться в чистоте и исправном состоянии.

Подниматься на резервуар и спускаться с него следует только лицом к лестнице, держась за поручни двумя руками.

3.18.    Открытие и закрытие задвижек должно производиться плавно, без рывков.

3.19.    Территория сливоналивных устройств, железнодорожные и автомобильные эстакады должны содержаться в чистоте, в зимнее время - очищаться от снега.

3.20.    На территории эстакад и резервуарных парков запрещается:

производить ремонт и очистку железнодорожных и автоцистерн;

применять невзрывозащищенные фонари, переносные лампы и т.п.;

сбрасывать с эстакады, резервуара, цистерны инструменты, детали, соединительные шланги, ветошь и другие предметы.

3.21.    Лицам, не имеющим непосредственного отношения к обслуживанию резервуаров, цистерн, находиться на территории резервуарных парков и эстакад запрещается.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

4.1. При загорании резервуара, цистерны следует сообщить в пожарную охрану, прекратить все технологические операции, принять меры к удалению людей из опасной зоны, проинформировать руководителя предприятия, принять участие в ликвидации аварии.

4.2.    Порядок действия работников резервуарного парка и наливных эстакад при возникновении аварийной ситуации должен быть определен в выписке из плана ликвидации аварий, разработанного на объекте.

5. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ

5.1.    Привести рабочее место в порядок, удалить пролитые нефтепродукты, сдать смену в установленном порядке.

Запрещается разбрасывать на территории резервуарного парка и эстакады соединительные шланги, ветошь, инструмент и другие предметы.

5.2.    Спецодежда и спецобувь должны храниться отдельно от личной одежды в специальных шкафах.

5.3.    Оставлять рабочее место до прибытия следующей смены запрещается.

СОДЕРЖАНИЕ

1.    Общие требования

2.    Требования безопасности перед началом работы

3.    Требования безопасности во время работы

4.    Требования безопасности в аварийных ситуациях

5.    Требования безопасности по окончании работы

Стр. 4 из 4

ТОИ Р-112-16-95

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО ОХРАНЕ ТРУДА ПРИ ЗАЧИСТКЕ РЕЗЕРВУАРОВ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕПРОДУКТООБЕСПЕЧЕНИЯ

Дата введения 1995-08-01

РАЗРАБОТАНА СКБ "Транснефтеавтоматика" по заказу Главнефтепродукта ГП "Роснефть"

Типовая инструкция разработана в соответствии с Положением о порядке разработки и утверждения правил и инструкций по охране труда и Методическими указаниями по разработке правил и инструкций по охране труда, утвержденными Постановлением Министерства труда Российской Федерации от 1 июля 1993 г. № 129.

СОГЛАСОВАНА постановлением президиума ЦК Российского профсоюза работников химических отраслей промышленности от 26 декабря 1994 г. Протокол №21

УТВЕРЖДЕНА Министерством топлива и энергетики Российской Федерации

ВВЕДЕНА В ДЕЙСТВИЕ приказом Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 4 июля 1995 г. № 144

С введением в действие настоящей инструкции не действует одноименная типовая инструкция по охране труда, утвержденная Российским государственным концерном "Роснефтепродукт".

1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

1.1.    Настоящая инструкция предусматривает основные требования по организации безопасного проведения работ по зачистке резервуаров на предприятиях нефтепродуктообеспечения.

1.2. При производстве зачистных работ кроме требований, изложенных в настоящей инструкции, должны выполняться также требования инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ.

1.3. Зачистку резервуаров из-под нефтепродуктов должны осуществлять специально обученные и подготовленные работники, допущенные к этим работам медицинской комиссией.

Перед началом работ по зачистке работники должны пройти инструктаж о мерах безопасности труда в соответствии с инструкцией предприятия для данного вида работ. Отметка о проведении инструктажа делается в личной карточке инструктажа и наряде-допуске на выполнение работ повышенной опасности (в дальнейшем "наряд-допуск").

Лица моложе 18 лет и женщины к работам по зачистке резервуаров не допускаются.

1.4.    Члены бригады по зачистке резервуаров должны быть обеспечены: костюмом брезентовым;

сапогами кирзовыми; рукавицами брезентовыми;

при зачистке резервуаров из-под этилированного бензина дополнительно: бельем нательным; фартуком брезентовым;

на наружных работах зимой дополнительно:

курткой хлопчатобумажной на утепляющей прокладке;

брюками хлопчатобумажными на утепляющей прокладке.

1.5.    Приказом по предприятию назначается ответственное лицо из числа специалистов, которое определяет технологию зачистки резервуара с учетом местных условий и особенностей работ.

При производстве зачистных работ сторонней организацией назначается лицо из этой организации, ответственное за соблюдение требований и

инструкций по технике безопасности.

1.6.    Зачистка резервуара производится только в дневное время.

1.7.    Место проведения зачистных работ необходимо обеспечить средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты.

2. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПЕРЕД НАЧАЛОМ РАБОТЫ

2.1.    Перед зачисткой резервуаров должны быть выполнены все подготовительные мероприятия, указанные в наряде-допуске.

2.2.    Состав бригады по зачистке и отметки о прохождении инструктажа заносятся в наряд-допуск (Приложение 1) лицом, ответственным за проведение зачистных работ.

2.3.    Бригада может приступить к работе внутри резервуара только после получения оформленного акта готовности резервуара к зачистным работам (Приложение 2), подписанного комиссией в составе главного инженера, инженера по технике безопасности, представителя товарного цеха и работника пожарной охраны.

При проведении работ присутствие ответственного лица по очистке резервуара обязательно.

2.4. Применяемый инструмент должен быть изготовлен из материала, не дающего искр при ударе. Инструмент и приспособления должны быть проверены и подготовлены к работе. Работать неисправным инструментом и приспособлениями запрещается.

2.5.    Для освещения резервуара применяют только переносные аккумуляторные взрывобезопасные фонари напряжением не выше 12 В. Включение и выключение их должно производиться вне обвалования резервуара.

2.6. Бригаду, выполняющую зачистку резервуаров из-под этилированных бензинов, необходимо обеспечить дегазаторами: хлорной известью, керосином, горячей водой, мылом, а также аптечкой первой помощи.

3. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ВО ВРЕМЯ РАБОТЫ

3.1. Работа в резервуаре, как правило, проводится в противогазе. Работа без средств защиты органов дыхания разрешается главным инженером при условии, если объемная доля кислорода внутри резервуара составляет не менее 20%, а содержание вредных паров и газов менее предельно допустимых концентраций (ПДК). При этом должна быть исключена возможность попадания в резервуар вредных, взрывоопасных и взрывопожароопасных паров и газов извне.

3.2.    Работа в резервуаре разрешается при температуре воздуха в резервуаре ниже 35°С и относительной влажности не выше 70%.

3.3.    После удаления остатка нефтепродукта резервуар должен быть отсоединен от всех трубопроводов, кроме зачистного, путем установки заглушек с указателем-хвостовиком. Затем резервуар пропаривают и промывают водой в течение времени, определенного производственной инструкцией.

3.4.    Установку и снятие заглушек следует регистрировать в журнале. Места установки заглушек должны быть доведены до сведения работников данного участка.

Сведения о местах установки заглушек заносятся в специальный журнал.

3.5.    Во время работы по удалению осадка проводится интенсивная вентиляция резервуара и контроль за содержанием вредных паров и газов в нем не реже, чем через 1 час. Результаты анализов заносятся в "Журнал учета анализов" (Приложение 3).

Контрольные анализы воздуха проводятся также при перерывах в зачистных работах свыше 1 часа, при обнаружении признаков поступления паров нефтепродуктов в резервуар, изменении метеорологической обстановки.

В случае увеличения концентрации вредных паров выше санитарных норм, работы по зачистке немедленно прекращаются, работники выводятся из опасной зоны.

3.6.    Зачистка может быть продолжена только после выявления причин увеличения концентрации вредных паров и принятия мер по снижению их концентрации до санитарных норм. Снижение концентрации паров должно подтверждаться анализом воздуха.

Результаты анализа оформляются справкой (Приложение 4).

3.7.    При зачистке отложений с пирофорными соединениями необходимо соблюдать дополнительные меры предосторожности - не допускать высыхания отложений, поддерживать их во влажном состоянии.

Удаленные грязь и отложения убирать в специально отведенное место.

Запрещается сбрасывать грязь и отложения в канализацию.

3.8.    При входе в резервуар работник должен быть в спецодежде, спецобуви, шланговом изолирующем противогазе, со страховочным поясом с крестообразными лямками и сигнальной веревкой. Выведенный из люка резервуара конец веревки должен иметь длину не менее 5 м. Исправность спасательного пояса должны проверять работник и руководитель работ каждый раз перед его применением путем наружного осмотра.

У люка-лаза должно быть не менее двух наблюдающих в таких же средствах индивидуальной защиты. Наблюдающие обязаны:

следить за сигналом и поведением работающего;

следить за состоянием воздушного шланга противогаза и расположением воздухозаборного устройства;

при необходимости эвакуировать работающего из резервуара.

3.9.    При зачистке резервуаров применяются шланговые противогазы, обеспечивающие подачу пригодного для дыхания чистого воздуха.

При необходимости проведения работ на расстоянии более 10 м от места забора чистого воздуха следует пользоваться шланговым противогазом с принудительной подачей воздуха, с обязательным постоянным наблюдением за работой воздуходувки.

Противогаз должен быть исправен и правильно подобран по размеру.

Запрещается использование фильтрующих противогазов. Вход (допуск) работника в резервуар разрешается ответственным за проведение зачистки.

3.10.    Продолжительность непрерывной работы в противогазе в резервуаре не должна быть более 15 мин, после чего работник должен отдыхать на свежем воздухе не менее 15 мин.

3.11. Переносные деревянные лестницы, применяемые для спуска работника в резервуар, работы внутри него и подъема из резервуара, должны быть исправными и соответствовать условиям безопасности.

Проверка исправности, устойчивости и надежности закрепления лестницы по месту работы проводится в присутствии ответственного за проведение работ.

3.12.    Работник при спуске в резервуар и при выходе из него не должен держать какие-либо предметы. Все необходимые для работы инструменты должны подаваться в резервуар способом, исключающим их падение, искрообразование, а также травмирование работников.

3.13.    Запрещается допуск в резервуар во время механизированной мойки и дегазации резервуара.

4. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ

4.1. При выполнении зачистных работ в резервуаре может возникнуть аварийная ситуация, связанная с повышением загазованности, загоранием и взрывом внутри резервуара и т.п.

Работники, производящие зачистку, в случае возникновения аварийной ситуации, должны немедленно покинуть резервуар, сообщить в пожарную охрану, руководству предприятия.

4.2.    Порядок действия персонала резервуарного парка при возникновении аварийной ситуации должен быть определен в выписке из плана ликвидации аварий, разработанного на предприятии.

4.3. Работы по зачистке должны быть прекращены по требованию ответственного за проведение зачистки, начальника цеха, представителя службы техники безопасности, представителей инспектирующих органов.

4.4.    В случае появления у работника признаков отравления ответственный за проведение зачистки должен дать указание немедленно прекратить работы, срочно эвакуировать пострадавшего из резервуара для оказания первой помощи, а при необходимости отправить его в лечебное учреждение. Дальнейшие работы по зачистке могут возобновиться только после устранения причин, вызвавших отравление работника.

5. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПО ОКОНЧАНИИ РАБОТЫ

5.1.    После окончания зачистных работ составляется акт на выполненную зачистку (Приложение 5) лицом, ответственным за проведение работ.

5.2.    Тщательно осмотреть пространство внутри резервуара и убедиться, что не осталось никаких предметов.

5.3.    Рабочий инструмент и приспособления протереть и убрать на предназначенное для них место.

5.4.    Противогаз очистить от грязи, протереть внутреннюю и наружную поверхности маски, стекол.

Противогаз сложить в сумку и сдать на хранение.

ТОИ Р-112-16-95

5.5. После окончания работ переодеться, принять душ.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Обязательное

НАРЯД-ДОПУСК на выполнение работ повышенной опасности

1 .Выдан (кому)_

должность руководителя работ (ответственного

за выполнение работ), Ф.И.О., дата

2. На выполнение работ_

указывается характер и содержание

работы, опасные и вредные производственные факторы

3.    Место проведения работ_

4.    Состав бригады исполнителей (в том числе дублеры, наблюдающие)

(При большом числе членов бригады ее состав и требуемые сведения приводятся в прилагаемом списке с отметкой об этом в настоящем пункте)

№ п/п

Ф.И.О.

Выполняемая

функция

Квалификация (разряд, группа по электробезопасности)

С условиями работы ознакомлен, инструктаж получил

Подпись

Дата

1

Производитель работ (ответственный, старший исполнитель, бригадир)

2

3

4

5.    Планируемое время проведения работ

Начало_время_

дата

дата


Окончание_время_

6.    Меры по обеспечению безопасности _

указываются организационные

и технические меры безопасности, осуществляемые при

подготовке объекта к проведению работ повышенной опасности и

при их проведении, средства коллективной и индивидуальной

защиты, режим работы наименование схем, эскизов

анализов, ППР и т. п. 8. Особые условия_

в том числе присутствие лиц, осущест-

вляющих надзор за проведением работ

9. Наряд выдан _________________________

должность, Ф.И.О., подпись выдавшего наряд.

дата

10. Согласовано:

Представитель пожарной охраны _________

подпись фамилия

"_______ " ______________ 19 ____ г.

11.Объект к проведению работ подготовлен:

Ответственный за подготовку объекта _____

должность, Ф.И.О.,

подпись

дата, время

Руководитель работ _____________________

должность, Ф.И.О., подпись

дата, время

12. К выполнению работ допускаю: ________

должность, Ф.И.О., подпись

13. Отметка о ежедневном допуске к работе,

окончании этапа работы

Дата

Меры безопасности по п. 6 выполнены

Начало работы

Окончание

Время (ч, мин)

Подпись допускающего к работе

Подпись руководителя работ

Время (ч, мин)

Подпись допускающего к работе

14. Наряд-допуск продлен до

15. Продление наряда-допуска согласовано:

Представитель пожарной охраны _________

подпись фамилия

дата, время, подпись выдавшего наряд

19    г.

16. К выполнению работ на период продления допускаю

должность допускающего, Ф.И.О., подпись, дата, время

17. Изменение состава бригады исполнителей

Введен в состав бригады

Выведен из состава бригады

Руководитель

Ф.И.О.

С условиями работы ознакомлен, проинструктирован (подпись)

Квалификация, разряд, группа

Выполняемая

функция

Дата,

время

Ф.И.О.

Дата,

время

Выполняемая

функция

работ

18. Работа выполнена в полном объеме, рабочие места приведены в порядок, инструмент и материалы убраны, люди выведены, наряд-допуск закрыт ________

руководитель работ, подпись, дата, время

руководитель смены (старший по смене) по месту проведения работ,

Ф.И.О., подпись, дата, время

ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Обязательное

наименование предприятия УТВЕРЖДАЮ Директор _

подпись 19 г.

АКТ №

готовности резервуара № к зачистным работам

19 г. Предприятие

наименование объекта

Комиссия о составе:

должность, фамилия, имя, отчество

в присутствии ответственного лица по зачистке должность,

составили настоящий акт в следующем:

_нами проведен осмотр и проверена готовность резервуара к

дата

выполнению зачистных работ_

наименование и

_ из-под _

номер резервуара какой хранится нефтепродукт

для_

указать назначение и требуемую степень зачистки При осмотре и проверке установлено, что при подготовке к работам по

зачистке_

наименование и номер резервуара

в соответствии с Правилами по охране труда и Правилами пожарной безопасности выполнено следующее:

Наименование мероприятий

Исполнение

Освобождение от нефтепродукта

N резервуара

указать способ освобождения и количество

оставшегося нефтепродукта, м ,

уровень, см, характеристику остатка Отсоединение от всех трубопроводов N резервуара путем установки заглушек (кроме зачистного)

Пропарка

время начала и конца пропарки,

температура пропарки, °С,

температура воздуха, °С Освобождение от разжиженного остатка

способ освобождения, количество остатка,

3

неподдающегося выкачке, м

Результат анализа воздуха в

N резервуара

время отбора пробы

наименование газоанализатора

на содержание:

Г

Состав

Концентрация газов, мг/л

Дата и время отбора

Номер анализа и дата выдачи

пробы

справки

Углеводороды

Сероводород

Тетраэтилсвинец

Подготовлены следующие средства для зачистных работ: насосы,

трубопроводы, моечные машины, эжекторы и другое оборудование Подписи:

Резервуар N_осмотрен и принят для производства зачистки

Замечания по подготовке резервуара N_, коммуникаций и других

средств_

если есть, то указать, какие

Ответственный по зачистке резервуара_

фамилия, инициалы

подпись

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Обязательное

ЖУРНАЛ УЧЕТА АНАЛИЗОВ КОНЦЕНТРАЦИИ ПАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ И ДРУГИХ ГАЗОВ В РЕЗЕРВУАРАХ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЯХ

Объединение

Начат 19 г.

Нефтебаза

Окончен 19 г.

Номер

Дата и

Хранили

Место отбора

Из-под какого

Результаты анализа

выданной

часы

ще (поме

пробы из

(концентрация паров), мг/л

справки,

отбора

щение),

храни

нефте-

Углево-

Серово-

ТЭС

отобранной

пробы

откуда

лища

продук

дороды

дороды

пробы и

отобрана

та

анализа

проба

Номер

Метод

Фамилия

Роспись

Дата, часы

Должность и

Роспись лица,

Приме-

выданной

проведе-

лаборанта,

лабо-

выдачи

фамилия

получив-

чание

справки,

ния анализа,

отбирав-

ранта

справки

получив-

шего справку

отобранной

наиме-

шего пробу и

шего справку

пробы и

нование и

проводив-

номер

прибора

анализа


ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Обязательное

СПРАВКА № АНАЛИЗА ВОЗДУХА В РЕЗЕРВУАРЕ

19 г. в

ч


мин


На нефтебазе в резервуаре № из-под_

^ отобрана проба воздуха


наименование нефтепродукта

метод отбора, наименование и номер прибора

анализ которого показал содержание паров углеводородов: по норме_

мг/л, фактически_мг/л; сероводорода: по норме_мг/л, фактически

мг/л; тетраэтилсвинца: по норме

мг/л, фактически_мг/л.

19    г.


Справка выдана в_

Начальник лаборатории_

фамилия, инициалы подпись Лаборант_

мин

ч


фамилия, инициалы подпись

ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Обязательное

наименование предприятия УТВЕРЖДАЮ

Директор _

подпись "_"_19 г.

АКТ № на выполненную зачистку резервуара №

"_"_19 г. Нефтебаза (пс)_

наименование объекта Комиссия в составе представителя нефтебазы (пс)_

наименование, номер нефтебазы, должность, Ф. И. О.

ответственных лиц по зачистке

ТОИ Р-112-16-95 провели осмотр

наименование и номер резервуара

после зачистки из-под_

наименование и номер резервуара

для заполнения_

наименование нефтепродукта

Качество выполненной очистки_

оценка

соответствует требованиям ГОСТ 1510-84_

Резервуар сдал_

фамилия, инициалы подпись

Резервуар принял_

фамилия, инициалы подпись

Раздел I. ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ

Почти 70 % всех измерений, выполняемых в науке, промышленности и сельском хозяйстве, связаны с измерениями давления, расхода, количества и уровня веществ.

Давление и расход являются основными рабочими параметрами, точность и надежность измерения которых определяет ценность результатов экспериментальных исследований в гидро- и газодинамике; качество технологических процессов в химической, пищевой и бумажной промышленности; оптимальные режимы работы объектов в ракетной технике и авиации, энергетике и транспорте; эффективность систем добычи и переработки нефти и нефтепродуктов.

Точные измерения количества и уровня веществ лежат в основе учета и планирования продукции, определяют рациональные режимы транспортирования и распределения нефти и нефтепродуктов, необходимы для дальнейшего развития химической и топливной промышленности.

Разнообразие требований к технике измерений давления, расхода, количества и уровня веществ, обусловленное спецификой научного поиска и производства в различных отраслях народного хозяйства, различные физико-химические свойства измеряемых средств способствовали появлению, разработке и внедрению в практику множества различных методов и средств измерений этих величин. Пожалуй, ни в каких других областях измерений нет такого обилия научных идей и технических решений, как в областях измерений давления, расхода, количества и уровня. Почти все физические явления и закономерности, открытые давно или недавно, воплощаются в современной технике измерения этих величин.

Понять физические принципы измерений, научиться распознавать причины и источники возможных погрешностей измерений, а следовательно, научиться грамотно измерять и проводить метрологическое обслуживание средств измерений — такова основная задача тех, для кого предназначено это учебное пособие. Поэтому в нем основное внимание уделено физическим явлениям, лежащим в основе методов измерений; оценке методических погрешностей и обоснованию предпочтительных областей и условий применения тех или иных измерительных устройств. Кроме того, достаточно широко освещены вопросы метрологического обслуживания этих измерительных устройств. Это связано с тем, что на сегодняшний день, несмотря на ряд успешно проведенных работ, эталонные и образцовые базы этих областей измерений (более или менее благополучно обстоят дела лишь в области измерения давления) все еще отстают от потребностей науки и производства и их совершенствование так же, как и совершенствование приемов и принципов метрологического обслуживания средств измерений является главной, первоочередной задачей метрологов любой квалификации, специализирующихся в этих областях измерений.

Раздел I

ИЗМЕРЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ

Измерение давления необходимо практически в любой области науки и техники как при изучении происходящих в природе физических процессов, так и для нормального функционирования технических устройств и технологических процессов, созданных человеком. Давление определяет состояние веществ в природе (твердое тело, жидкость, газ). Под его действием происходили глобальные процессы внутри Земли, в результате которых образовались водная и воздушная ее оболочки, твердая кора. Указанные процессы продолжаются и в настоящее время. Так, под действием давления при извержении вулканов из недр Земли изливаются потоки расплавленной магмы, а в водную и воздушную оболочки поступают большие количества газообразных веществ. Перепады давления в атмосфере приводят в движение огромные массы воздуха, воздействуя тем самым на формирование погоды и на процессы взаимодействия, происходящие в атмосфере и мировом океане.

Чрезвычайно многообразно применение давления в науке, технике и производстве. Энергетические возможности тепло- и гидроэлектростанций и атомных электростанций определяются давлением пара или воды на лопости турбин, под действием давления по каналам и трубопроводам на тысячи километров транспортируется вода, нефть и газ. Давление приводит в движение автомобили и самолеты, геодезические ракеты и космические корабли, открывает и закрывает двери лифта, вагонов метро-поездов, троллейбусов и автобусов, подает воду и газ в квартиры наших домов.

Посредством давления осуществляется раСота разнообразных станков, механизмов и установок в различных отраслях производства. Например, в крупнейшем в Европе советском штамповочном прессе, установленном в г. Иссуар (Франция), давление создает гигантское усилие в 6,5 • 10® Н (около 6500 тонны-силы); давление заставляет со скоростью 60 м/ч „шагать” самый большой в Европе экскаватор ЭШ-100.100 высотой 25-этажного здания, вес которого превосходит вес знаменитой Эйфелевой башни в Париже (более 10000 т).

По давлению контролируют состояние рабочих сред в различных технологических процессах нефтехимической промышленности, при производстве искусственных волокон и пр. Во многих отраслях науки при проведении физических, термодинамических и метрологических исследований (определение концентрации газов в твердых веществах, констант уравнений состояния различных веществ, эталонные температурные и линейные измерения) также требуется измерять давление.

Измерение давления и его контроль необходимы не только в науке и технике, но и в практической медицине. Диагностика состояния здоровья человека требует определения давления крови, спинномозговой и внутричерепной жидкости, давления внутри глаза. Кроме того, лечение ряда заболеваний и некоторые хирургические операции, проводят внутри барометрических камер при строго определенном давлении.

Глава 1. основные понятия и положения  »
Библиотека »