Билет 15

1. Нагрузки и воздействия на магистральный трубопровод.

Трубопроводы находятся в сложном напряжённом состоянии, подвергаясь воздействию многочисленных нагрузок. При проектировании невозможно учесть все нагрузки, поскольку некоторые из них проявляются лишь в особых ситуациях. Прочностные показатели трубопровода должны обеспечить его работоспособность в любых условиях и ситуациях. Все нагрузки и воздействия на магистральный нефтепровод подразделяются на постоянные и временные, которые, в свою очередь, подразделяются на длительные, кратковременные и особые.

Постоянные нагрузки

К постоянным нагрузкам и воздействиям относят те, которые действуют в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода:

1. Собственный вес трубопровода, учитываемый в расчетах как вес единицы длины трубопровода

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,1); Dср - средний диаметр трубопровода, м; - толщина стенки труб, м; ст - удельный вес стали, Н/м3.

2. Вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть на трубопроводе. Для надземных трубопроводов ориентировочно можно принимать равным, примерно, 10% от собственного веса трубы. Точнее вес изоляционного покрытия определяют по формуле

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,1); из - удельный вес материала изоляции, Н/м3; Dиз и Dн - соответственно диаметр изолированного трубопровода и его наружный диаметр, м.

3. Давление грунта на единицу длины трубопровода. Для практических расчётов можно определять по формуле

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,2); гр - удельный вес грунта, Н/м3; hср - средняя глубина заложения оси трубопровода, м; Dиз - диаметр изолированного трубопровода, м.

4. Гидростатическое давление воды на единицу длины трубопровода, определяемое весом столба жидкости над подводным трубопроводом

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,0); в - удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3; h - высота столба воды над рассматриваемой точкой, м; Dф - диаметр изолированного и футерованного трубопровода, м.

5. Выталкивающая сила воды, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода

где Dф - наружный диаметр трубы с учётом изоляционного покрытия и футеровки, м; в - удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3.

6. Воздействие предварительного напряжения, создаваемое за счёт упругого изгиба при поворотах оси трубопровода

где - максимальное продольное напряжение в стенках трубы, обусловленное изгибом трубопровода, МПа; Е - модуль упругости (Е = 206000 МПа); Dн - наружный диаметр трубопровода, м; - радиус изгиба оси трубопровода, м.

К кратковременным нагрузкам и воздействиям на трубопровод относят такие нагрузки, действие которых может длиться от нескольких секунд до нескольких месяцев:

1. Снеговая нагрузка, приходящаяся на единицу длины трубопровода:

q_сн. = n×m×S_o×D_из

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,4); m - коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на трубопровод (m = 0,4); S_o - нормативное значение веса снегового покрова на 1м² горизонтальной поверхности земли, определяемое в соответствии со СНиП 2.01.07-85, Н/м²; D_из. - диаметр изолированного трубопровода, м.

2. Нагрузка от обледенения наземного трубопровода, приходящаяся на единицу длины трубопровода:

q_лед. = n×0,17 В D_из., (9.14)

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,3); В - толщина слоя гололёда, принимаемая в соответствии со СНиП 2.01.07-85, мм; D_из. - диаметр изолированного трубопровода, см.

3. Ветровая нагрузка на единицу длины трубопровода, перпендикулярная его осевой вертикальной плоскости:

q_вет. = n×w_o×k×c×D_из., (9.15)

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1); W_o - нормативное значение ветрового давления, определяемое в соответствии со СНиП 2.01.07-85, Н/м²; k - коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте и тип местности, определяется в соответствии со СНиП 2.01.07-85; с - аэродинамический коэффициент (с = 0,5).

Особыми нагрузками и воздействиями на магистральные трубопроводы принято называть те, которые возникают в результате селевых потоков, деформаций земной поверхности в карстовых районах и районах подземных выработок, а также деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры.

2. Техническое обслуживание и эксплуатация нефтегазопроводов.

• техническое обслуживание нефтегазопроводов входят технические осмотры и собственно техническое обслуживание линейной части магистрального трубопровода.

Технические осмотры линейной части включают:

• патрулирование трассы, т. е. визуальное наблюдение с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности трубопровода или безопасности окружающей среды;

• регулярные осмотры и обследования всех сооружений с применением технических средств, с целью определения их технического состояния.

Трасса трубопровода должна патрулироваться с целью контроля

состояния охранной зоны и прилегающей территории, выявления факторов, которые могут создавать угрозу безопасности и надежности эксплуатации трубопровода.

Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством эксплуатирующей организации в зависимости от местных условий времени года.

Осмотр должен осуществляться:

• воздушным патрулированием – не менее 2…5 раз в 7 дней;

• наземным патрулированием на транспортных средствах – не менее 1 раза в 7 дней, а в зависимости от конкретных условий эксплуатации – ежедневно;

• наземным патрулированием, выполняемым обходчиками – ежедневно.

Внеочередные осмотры трассы проводятся после стихийных бедствий, при обнаружении утечек, падении давления, нарушении баланса перекачки и других признаках повреждения трубопровода.

Структурные подразделения филиалов, эксплуатирующих объекты магистрального трубопровода, должны содержать в рабочем состоянии проезды, подъездные пути, переезды через трубопроводы, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки и взлетно- посадочные полосы авиатранспорта для обслуживания линейной части.

• замеченных утечках нефти или газа, любых неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе трубопровода или безопасности людей и находящихся вблизи предприятий, населенных пунктов, а также о нарушениях охранной зоны трубопровода, лица, выполняющие патрулирование, должны немедленно сообщать непосредственному руководителю и диспетчеру.

Обходчик обязан в условиях любой непогоды осуществить очередной или срочный осмотр своего участка и передать сведения о его состоянии, провести необходимое переключение лилейных задвижек в заданных пунктах. Основной обязанностью линейного обходчика является постоянный надзор, уход, охрана и содержание в надлежащем порядке трубопровода и всех сооружений на нем в пределах полосы отвода и охранной зоны трубопровода.

Все мелкие повреждения на трубопроводе, на линии связи и на других объектах трассы линейный обходчик ликвидирует самостоятельно и ставит об этом в известность руководство. Для ликвидации мелких повреждений на объектах трубопровода линейный обходчик имеет необходимый запас инструмента, приспособлений и материалов.

Основная работа по эксплуатации и техническому обслуживанию линейной части производится линейной эксплуатационной службой (ЛЭС), которая является структурным подразделением линейно-производственной диспетчерской службы (ЛПДС) нефтеперекачивающей станции (НПС).

На ЛЭС возлагаются следующие основные задачи:

• выполнение необходимого комплекса профилактических меропри-ятий, обеспечивающих сохранность и работоспособность оборудо-вания и сооружений линейной части МН;

• разработка перспективных и текущих планов работ ЛЭС и отчет-ность по их выполнению;

• содержание линейной части в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов и Правил

охраны магистральных нефтепроводов.

Перечень работ, выполняемых бригадой ЛЭС по техническому обслуживанию линейной части магистрального трубопровода представлен в таблице

Объекты	Наименование работ и срок выполнения
Охранная зона нефтепровода	Технический осмотр (обход, объезд или облет трассы): 2 раза в неделю, в период паводка – 3 раза в неделю
Трубопровод	Осмотр надземных участков нефтепровода, узлов приема, пуска и пропуска ОУ и ВИС, узлов задвижек, манометров, сигнализаторов прохождения ОУ: 1 раз в неделю
	Комплексное обследование трассы нефтепровода с составлением актов обследования: 1 раз в год (август-сентябрь)
	Устранение незначительных размывов, оголений трубопровода: В течение недели с момента обнаружения
Запорная арматура, вантузы, узлы отбора давления	Внешний осмотр; устранение выявленных недостатков; удаление грязи, льда, воды, нефти и т. д.; подтяжка сальников, ТО электродвигателя: 1 раз в месяц
Узлы пуска, приема средств очистки и диагностики	Внешний осмотр; устранение выявленных недостатков, ТО погружного насоса: 1 раз в месяц
Подводные переходы шириной до 10 м, глубиной менее 1,5 м	Осмотр береговых и пойменных участков переходов, а также русловой части переходов малых водных преград, не требующих водолазного обследования. Проверка состояния берегоукреплений и водоотводных сооружений. Исправление незначительных дефектов: 1 раз в месяц
Воздушные переходы	Осмотр и исправление незначительных дефектов: 1 раз в месяц
Переходы железных и автомобильных дорог	Осмотр переходов, выявление просадки грунта и целостности земляного полотна, наличие и состояние защитного патрона: 1 раз в месяц
Линейные колодцы, ограждения и фундаменты под запорную арматуру	Осмотр колодцев, ограждений, фундаментов. Очистка колодцев и ограждений от мусора, грязи, снега, растительности: 1 раз в месяц
Вдольтрассовые дороги, проезды, мосты	Осмотр состояния дорог, мостов, дамб, переездов через коммуникации, восстановление надписей, устранение неисправностей: 1 раз в месяц
Вертолетные площадки	Осмотр, восстановление указателей, очистка от растительности: 1 раз в месяц

3. Материалы для строительства магистральных трубопроводов.

Алюминиевые трубы

Трубы из алюминия и его сплавов обладают большей стойкостью, чем стальные, в углеводородных средах, в условиях почвенной коррозии и низких температур. Алюминиевые трубы имеют небольшую массу, достаточно высокие механические и технологические свойства. За счет гладкости стенок труб повышается производительность трубопроводов на 10 – 15 %, так как при перекачке продуктов уменьшается трение о стенки труб, а также предотвращается отложение парафина и других примесей на их стенках.

Рекомендуется применять для: газонефтепроводов, транспортирующих агрессивные среды; прокладываемых в коррозионноактивных грунтах; при надземной прокладке, когда необходима легкость конструкции (строительство воздушных переходов); для прокладки в труднодоступных горных условиях, в болотистой местности; в прибрежной полосе моря; при прокладке газонефтепроводов на поверхности земли в районах вечной мерзлоты и т. д.

Стыковые соединения алюминиевых труб выполняют сварными с применением различных методов сварки или разъемными, например с помощью резьбовых муфт. Сопряжение алюминиевого трубопровода со стальным можно осуществлять на фланцах с принятием мер защиты против гальванической коррозии.

Трубы из алюминия и его сплавов можно применять для магистральных и промысловых трубопроводов диаметром до 300 мм.

Трубы из алюминия и его сплавов по способу изготовления делятся на:

• бесшовные – прессованные, тянутые (т. е. изготовленные волочением и холодной прокаткой), плоскосворачиваемые;

• сварные – прямошовные, спиральношовные и плоскосворачиваемые.

Целесообразность применения того или иного способа для из-готовления труб определяется рядом факторов, и, прежде всего, требованиями качества, точности размеров и стоимости изготовления, а также особенностями применяемого материала для труб.

Наиболее производительным является метод прессования бесшовных труб на специальных гидравлических прессах. Ассортимент труб, получаемых на прессах, весьма разнообразен.

Чугунные трубы

Чугунные трубы обладают по сравнению со стальными большей коррозионной стойкостью и долговечностью, а также меньшей сложностью изготовления. Вместе с тем они имеют большую металлоемкость (большая толщина стенок). Общие затраты на производство и монтаж чугунных трубопроводов, отнесенные к одному году их службы, оказываются меньшими, чем эти же затраты при сооружении стальных трубопроводов.

Для газонефтепроводов используют трубы из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом, который наряду с высокой прочностью имеет достаточную пластичность, обладает хорошими литейными свойствами, а также имеет низкую стоимость по сравнению с другими материалами.

Трубы из высокопрочного чугуна благодаря более высокой механической прочности и пластичности способны выдерживать внутренние рабочие давления, даже несмотря на некоторое ослабление их стенок под действием точечной коррозии, и имеют больший срок службы, чем обычные трубы из серого чугуна.

Изготовление чугунных труб заключается в заливке металла, осуществляемой различными способами, в формы. Для повышения прочности и пластичности высокопрочного чугуна необходима последующая термическая обработка труб (отжиг).

Трубы из серого чугуна по назначению подразделяются на напорные водопроводные и сливные (канализационные). Напорные водопроводные трубы составляют примерно 15 % от общего выпуска чугунных труб.

Трубы всех классов отливают из серого чугуна не ниже марки СЧ15. Гидравлическое испытание труб с раструбом проводят в зависимости от их размеров и класса. Для D _у < 300 мм испытательное давление составляет 2,5; 3,5 и 4 МПа; для D _у > 300 – 600 мм – 2; 3 и 3,5 МПа и для D_у > 600 мм – 2; 2,5 и 3 МПа соответственно для классов ЛА, А и Б. Максимальное рабочее давление в чугунных трубопроводах не должно превышать испытательного.

Пластмассовые трубы

Пластмассовые трубопроводы обладают следующими преимуществами. Они не подвержены электрохимической коррозии, которая создает значительные осложнения при эксплуатации металлических трубопроводов. Потери давления на трение в пластмассовых трубах благодаря их гладкой внутренней поверхности приблизительно на 30 % меньше, чем в стальных и чугунных трубах, поэтому пропускная способность пластмассовых труб данного условного прохода примерно соответствует пропускной способности стальной трубы следующего по номиналу условного прохода.

Вероятность разрушения пластмассового трубопровода при замерзании в нем воды мала, поэтому в зимний период, когда потребление воды прекращается, трубопроводы из полиолефинов можно не опорожнять. Низкая электрическая проводимость исключает возможность возникновения

• пластмассовых трубах блуждающих токов и связанного с ним коррозионного повреждения трубопровода.

Ограничение применения пластмассовых трубопроводов происходит из-за их основных недостатков: низкий модуль упругости (теряют свою форму); низкая теплостойкость; высокий коэффициент линейного расширения (что обусловливает необходимость устройства компенсаторов); подверженность ползучести и старению; изменение свойств с течением времени; хладоломкость (т. е. при низких температурах уменьшается пластичность и увеличивается хрупкость).

Для трубопроводов в нашей стране используются преимущественно трубы из полиэтилена низкого давления (ПНД), полиэтилена высокого давления (ПВД), полипропилена (ПП) и суспензионного поливинилхлорида (ПВХ) и стеклопластиков. В зарубежной практике для этих целей используются трубы из полибутадиенстирола, полиэтилена (ПЭ), ПП, хлорированного ПВХ, а также из стеклопластиков. Трубы из фторопластов в России и за рубежом применяются для монтажа технологических трубопроводов.

Напорные трубы из ПЭНД, ПЭВД предназначены для трубопроводов, транспортирующих воду, газ, воздух и другие жидкие и газообразные вещества, к которым ПЭ химически стоек.

Трубы из ПП отличаются от полиэтиленовых легкостью и теплостойкостью. Прочность ПП труб выше, а газо- и паропроницаемость ниже. Стоимость их выше, чем стоимость труб из полиэтилена.

Трубы из ПВХ имеют следующие отличия по сравнению с полиэтиленовыми: имеют большую плотность; меньшую морозостойкость; склонны к старению под действием ультрафиолетовых лучей; с понижением

температуры повышается хрупкость; чувствительны к надрезам, царапинам и требуют более бережного отношения при транспортировании и монтаже.

Основной способ производства полиэтиленовых труб – непрерывная шнековая экструзия. Приготовленные гранулы полиэтилена засыпают в бункер экструдера, откуда захватывают шнеком и транспортируют через обогревательный цилиндр. Во время прохождения через него материал пластифицируется и в вязкотекучем состоянии продавливается через образуемый дорном и мундштуком (формовочное устройство) кольцевой зазор экструзионной головки. Труба, выходящая из экструдера, поступает на калибровку, ее охлаждают водой, маркируют и нарезают на отрезки заданной длины при помощи резака или наматывают на катушку (барабан).