- под автомобильными дорогами
– не менее 1,4 м от подошвы насыпи до верхней
образующей защитного кожуха, что соответствует
требованиям п.10.3.4 СП 36.13330.2012 (актуализированная
редакция СНиП 2.05.06-85*);
- на русловом участке - не менее
1,5 м от естественных отметок дна водотока
и не менее чем на 1,0 м ниже прогнозируемой
минимальной отметки размыва дна или прогнозируемого
предельного профиля размыва дна малого
водотока (определяемого на основании
инженерных изысканий) до верха забалластированного
трубопровода согласно п. 7.13.4 РД-75.200.00-КТН-012-14.
На береговых участках водотоков
проектом предусмотрена срезка грунта
с последующим восстановлением в общем
объёме 32 290 м3.
Пересечения проектируемого
участка трубопровода с существующими
коммуникациями осуществляются с соблюдением
требований РД-23.040.00-КТН-110-07 и технических
условий владельцев пересекаемых коммуникаций.
Ширина траншеи и величина откосов
определена в соответствии с требованиями
СП 86.13330.2012 (актуализированная редакция
СНиП III-42-80*) и СП 45.13330.2012 (актуализированная
редакция СНиП 3.02.01-87). В местах, где геологический
разрез представлен различными грунтами,
величина откосов назначается по наиболее
слабому грунту.
Для переезда через действующие
подземные коммуникации проектом предусматривается
устройство временных переездов из ж/б
дорожных плит по песчаному основанию.
Для переезда через существующий
вдоль трассовый проезд проектом предусматривается
устройство постоянных переездов из ж/б
дорожных плит по песчаному основанию.
В соответствии с требованиями
ОР-19.000.00-КТН-192-10 проектом предусматривается
проведение диагностики на проектируемых
участках магистрального нефтепровода
пропуском профилемера, определяющего
дефекты геометрии (вмятины, гофры и овальность
поперечного сечения) и особенностей трубопровода
(сварных швов и выступающих внутрь элементов
арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению
его проходного сечения.
Защита трубопровода от почвенной
коррозии осуществляется нанесением на
его поверхность изоляционного покрытия
(заводская изоляция трубы и изоляция
стыков термоусаживающимися манжетами)
и подключением проектируемого участка
к существующим средствам электрохимзащиты.
Для изоляции мест подключения
проектируемого участка к существующему,
предусматривается термоусаживающимися
манжетами толщиной не менее 2,4 мм (тип
1) по ОТТ-25.220.01-КТН-189-10.
Предусматривается контроль
качества всех строительно-монтажных
работ на всех этапах строительства –
от приёмки и проверки качества материалов
и оборудования до технической диагностики.
4 Расчет прочности и устойчивости
4.1 Исходные данные для расчета
Параметры трубопровода приняты
согласно техническому заданию на проектирование
№ ТЗ-23.040.00-СЗМН-313-13 «МН «Сургут – Полоцк»,
участок ЛПДС «Платина» – ЛПДС «Лысьва»
1051,9-1077,42 км Ду 1200 мм, Пермское РНУ. Реконструкция»:
- наружный диаметр нефтепровода –1220 мм;
- проектное рабочее давление –4,26 МПа;
- класс прочности стали –K56;
- перекачиваемый продукт –
нефть;
- плотность перекачиваемого
продукта – 869,4 кг/м3;
- максимальная температура продукта– +37,90С.
- минимальная температура продукта –
+10 0С.
Климатические характеристики
района строительства и физико-механические
свойства грунта приняты по данным инженерных
изысканий.
Прочностные характеристики
металла приняты согласно классу прочности
по ОТТ-23.040.00-КТН-051-11 «Трубы нефтепроводные
большого диаметра».
Сортамент и теоретическая
масса труб приняты согласно ГОСТ Р 52079-2003
«Трубы стальные сварные для магистральных
газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
Технические условия».
Характеристики изоляционного
покрытия приняты согласно ОТТ-25.220.01-КТН-212-10
«Заводское полиэтиленовое покрытие труб».
Основные параметры
балластировки участков трубопровода
приняты согласно РД-91.200.00-КТН-044-11 «Регламент
применения балластирующих устройств
при проектировании и строительстве магистральных
трубопроводов»и РД-75.200.001-КТН-404-09
«Нормы проектирования переходов магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
через водные преграды».
Параметры укладки
трубопровода выбраны в соответствии
с РД-23.040.00-КТН-110-07 «Магистральные нефтепроводы.
Нормы проектирования» и СП86.13330.2012 «Магистральные
трубопроводы. Актуализированная редакция
СНиП III-42-80*».
Проверка на прочность
и устойчивость выполнена согласно СП 36.13330.2012 «Магистральные
трубопроводы. Актуализированная редакция
СНиП 2.05.06-85*».
4.2 Определение
толщины стенки нефтепровода
Расчетную толщину стенки трубопровода
следует определять по формуле:
, (4.1)
где n=1,15 – коэффициент
надежности по нагрузке – внутреннему
рабочему давлению в трубопроводе, принят
по таблице 14[8];
Р= 4,26 МПа – внутреннее давление
в трубопроводе, принято по данным задания
на проектирование;
Dн = 1220 мм- наружный диаметр трубопровода;
R1 – расчетное сопротивление
металла трубы растяжению (сжатию), определяется
по формуле:
, (4.2)
где
= 510 МПа – нормативное сопротивление
растяжению (сжатию) металла трубы(соответствует
временному сопротивлению на разрыв σвр) для стали
класса прочности К-56 по таблице 1 [3];
m=0,825 – коэффициент условия
работы трубопровода. Принято для участков
I и II категории по таблице 1 [8];
k1=1,34 – коэффициент надежности
по материалу, принято по таблице 10[8];
kн=1,155 – коэффициент надежности
по назначению трубопровода. Принято по
таблице 12[8].
Принимаем ближайшее большее
значение по сортаментуδ=11 мм.
При наличии продольных осевых
сжимающих напряжений толщину стенки
нефтепровода следует определять из условия:
, (4.3)
где y1 – коэффициент, учитывающий
двухосное напряженное состояние металла
трубы, определяется по формуле:
, (4.4)
где sпр.N – продольное осевое напряжение,
определяется по формуле:
, (4.5)
где at– коэффициент линейного расширения
металла, at=1,2×10-5 град-1, принято
по таблице 13[8];
Е – модуль упругости (модуль
Юнга) материала трубы, Е=2,06×105 МПа, принят
по таблице 13[8];
Dt – расчетный температурный
перепад (разница между температурой эксплуатации
трубопровода и температурой во время
строительства).
Расчетный температурный перепад
в трубопроводе надлежит принимать
равный разнице между максимально
или минимально возможной температурой
стенок трубопровода в процессе
эксплуатации и наименьшей или наибольшей
температурой воздуха, при которой фиксируется
расчетная схема трубопровода
(сварка последних гарантийных стыков
при подключении проектируемого участка
к существующему нефтепроводу).
При больших расчетных температурных
перепадах допускается ограничивать минимально
допустимую температуру замыкания последнего
сварного шва во время проведения СМР
для снижения продольных напряжений в
теле трубы.
Максимальная и минимальная
эксплуатации (температура продукта) приняты
согласно техническому заданию и акту
пред проектного обследования участка:
Tэ.min=100С,
Tэ.max= + 37,9 0С.
Вероятные температуры окружающей
среды в районе строительства приняты
по абсолютным максимумам и минимумам,
приведенным в инженерных изысканиях:
Tв.min= - 460С,
Tв.max= + 330С.
Расчетный температурный перепад
определяется по формуле:
Dt= Tн – Tв , (4.6)
Для снижения продольных напряжений
в стенке трубопровода и обеспечения качества
сварочных работ ограничим допустимую
температуру проведения СМР в момент замыкания
последнего сварного шва (-40ºС), тогда:
Tв.min= -400С,
Tв.max= + 330С.
В формулу (4.6) подставляем минимальные
и максимальные температуры воздуха и
температуры эксплуатации (температура
перекачиваемой нефти):
Dt1= 10 – (-40)= 500С,
Dt2= 10 – 33 = -230С,
Dt1= 37,9 – (-40)= 77,90С,
Dt2= 37,9 – 33 = 4,90С.
Для максимального положительного
температурного перепада принимаетсяDt(+) = Dt1= 77,90С, а максимального
отрицательного перепада –Dt(-) = Dt2 = - 230С.
m - коэффициент поперечной деформации
(коэффициент Пуассона), m=0,3, принят по таблице 13[8];
Dвн– внутренний диаметр трубопровода,
определяется по формуле:
(4.7)
Рассчитаем продольные осевые
напряжения по формуле (4.5):
Так как sпрN(+)<0, рассчитываем толщину стенки
трубы с учетом коэффициента, учитывающего
двухосное напряженное состояние металла
трубы y1 по (4.4):
По формуле (4.3) пересчитываем
значение толщины стенки нефтепровода:
Округляем расчетную
толщину в большую сторону до стандартного
ряда14 мм.
Для дальнейших расчетов принимаем
трубу диаметром 1220 мм с толщиной стенки
14 мм, класс прочности К56.
4.3 Проверка прочности
трубопровода в продольном направлении
Проверку на прочность подземных
трубопроводов в продольном направлении
следует производить из условия:
, (4.7)
где sпр.N – продольное осевое напряжение
от расчетных нагрузок и воздействий;
y2 - коэффициент, учитывающий
двухосное напряженное состояние стенки.
При наличии только растягивающих
осевых продольных напряжениях (sпр.N
0) принимается y2=1,0.
Для сжимающих осевых продольных
напряжений (sпр.N <0) y2 определяется по формуле:
,
(4.8)
где
– кольцевые напряжения от расчетного
внутреннего давления в стенке трубопровода,
определяется по формуле:
, (4.9)
Проверяем выполнение условия
(4.7):
ç-130,002ç
0,43·293,177
130,002 МПа>126,066МПа – условие
прочности не выполняется.
Для выполнения условия прочности
(4.7) необходимо увеличить толщину стенки
или повысить класс прочности применяемой
трубной стали.
Увеличиваем толщину стенки
до 15 мм и пересчитываем параметры с (4.9):
Проверяем выполнение условия
(4.7):
ç-134,271ç
0,49·293,177
134,271 МПа<143,657МПа – условие
выполняется;
ç115,154ç
1·293,177
115,154 МПа<293,177МПа – условие
выполняется.
Условия обеспечения прочности
трубопровода в продольном направлении
выполняются. Принимаем трубу наружным
диаметром 1220 мм с толщиной стенки 15 мм,
класс прочности стали К-56.
4.4 Проверка на
отсутствие недопустимых пластических
деформаций трубопровода
Для предотвращения недопустимых
пластических деформаций трубопровода
в продольном и кольцевом направлениях
проверку производят по условиям:
; (4.10)
(4.11)
где
– максимальные суммарные продольные
напряжения в трубопроводе от нормативных
нагрузок и воздействий, определяется
по формуле:
(4.12)
где
– кольцевые напряжения от нормативного
(рабочего) давления в стенке трубопровода,
определяется по формуле:
(4.13)
r–радиус упругого
изгиба оси трубопровода (rmin≥1000·Ду = 1200 м);
y
– коэффициент, учитывающий
двухосное напряженное состояние металла
трубы, определяется по формуле:
; (4.14)
= 410 МПа – нормативное
сопротивление растяжению (сжатию)
металла трубы (соответствует пределу
текучести σт) для стали
К-56 по таблице 1 [3];
Dt – расчетный температурный
перепад, 0С.
По исходным данным и расчетам,
выполненным в разделе 2, в качестве максимального
положительного температурного перепада
принято Dt(+)= 510С, в качестве
максимального отрицательного температурного
перепада – Dt(-)= -24,80С.
Выполняем проверку по условию
(4.11):
,
168,980 МПа <325,397 МПа – условие
выполняется.
Коэффициент y3 определяется по формуле (4.13):
.
При
< 0, y3=0,63;
при
> 0, y3=1.
Вычисляем
по формуле (4.12):
1) для положительного
температурного перепада Dt(+)=77,9°С:
Проверяем выполнения условия
(4.10):
246,591 МПа <205МПа – условие
не выполняется.
Для выполнения условий прочности
необходимо ограничить температурный
перепад или увеличить радиус упругого
изгиба оси трубопровода.
Минимально допустимый расчетный
радиус упругого изгиба оси трубопровода
определяется из условия обеспечения
прочности по следующей формуле:
(4.15)
Увеличиваем минимальный
радиус упругого изгиба оси трубопровода
до 2000 м и пересчитываем значения
продольных напряжений от нормативных
нагрузок и воздействий по формуле (4.3):
Проверяем условие (4.10):
204,705 МПа <205МПа – условие
выполняется.
2) для отрицательного
температурного перепада Dt(-)= –230С:
Проверяем выполнение условия (4.10):
170,380 МПа <325,397МПа – условие
выполняется.
Условия прочности на отсутствие
недопустимых пластичных деформаций трубопровода
выполняются. Принимаем трубу наружным
диаметром 1220 мм с толщиной стенки 15 мм,
класс прочности К56. Минимальный радиус
упругого изгиба оси трубопровода принимаем
равным 2000 м.
4.5 Проверка общей устойчивости
трубопровода в продольном направлении
1) Проверка общей устойчивости
прямолинейного участка трубопровода
в продольном направлении в
жестко-пластичной грунтовой среде производится
из условия:
, (4.16)
где
– эквивалентное продольное осевое
усилие сжатия в сечении трубопровода
для прямолинейных участков трубопровода
и участков, выполненных упругим изгибом,
при отсутствии компенсации продольных
перемещений, определяется по формуле:
, (4.17)
где
– площадь поперечного сечения нефтепровода: