ва. Методические указания для выполнения практических работ по мдк. 02. 01
 Скачать 6.14 Mb.
|
|
Тема: Цель: Теоретическая часть: Практическая часть: Контрольные вопросы: Литература: Практическая работа №18 Тема: Выявление способов увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода. Цель: Научиться рассчитывать трубопроводы с лупингами и вставками и определить наиболее целесообразный метод увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода. Теоретические часть: В некоторых случаях возникает необходимость увеличения пропускной способности действующих трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов. Известны несколько методов увеличения пропускной способности, например, прокладка параллельно основной магистрали дополнительного участка трубопровода расчетной длины — лупинга, укладка вставки, т.е. участка трубопровода увеличенного диаметра, удвоение числа насосных станций или комбинированный метод: удвоение числа насосных станций с одновременной укладкой лупингов (рис. 3.11). Рисунок 1 – Схемы методов увеличения пропускной способности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов: а — укладка параллельного трубопровода — лупинга; 1 — магистраль, 2 — лупинг; б — установка вставки; 1 — магистраль, 2 — вставка; в — удвоение числа насосных станций: 1 — магистраль, 2 — основная насосная станция, 3 — дополнительная насосная станция; г — комбинированный метод — удвоение числа насосных станций и укладка лупингов: 1 — магистраль, 2 — лупинг, 3 — основная насосная станция; 4 — дополнительная насосная станция Увеличение пропускной способности путем установки дополнительных насосных агрегатов в существующих насосных станциях обычно не практикуется потому, что увеличение числа параллельно работающих насосов приводит к возрастанию потери напора, в результате чего может существенно повыситься давление, допустимое по расчетной прочности трубопровода. Кроме того, редко практикуется метод установки вставок, так как в этом случае требуется полная остановка трубопровода на период врезки вставки, а сменяемые трубы в дальнейшем не находят полноценного применения (как бывшие в употреблении). Наиболее целесообразный метод увеличения пропускной способности трубопровода выбирают, исходя из особенностей данного трубопровода и технико-экономического сравнения возможных вариантов. Однако при любом варианте учитывают прочность данного трубопровода и его состояние и при расчетах руководствуются следующими теоретическими положениями и формулами. При расчете лупинга исходят из условия, что расход жидкости Q o в трубопроводе (от точки А до точки Б) равен сумме расходов в трубопроводе Q 1 и в параллельной трубе-лупинге Q 2 , т. е. Q o = Q 1 +Q 2 , и что потеря напора на участке АВ в трубопроводе равна потере напора в лупинге h x = h 2 В этом случае при разных диаметрах трубопровода и лупинга справедливо равенство: а соответствующие расходы определяют по формулам: При равенстве диаметров магистрали и лупинга, и гидравлический уклон в каждой ветви участка АВ составит где i 0 — гидравлический уклон трубопровода до и после участка АВ. Отношение пропускной способности трубопровода после установки лупинга Q 0 к первоначальной пропускной способности до установки лупинга Q называется коэффициентом увеличения пропускной способности. Задаваясь величиной этого коэффициента, определяют длину лупинга по формуле lл где I — длина трубопровода; χ— коэффициент увеличения пропускной способности. При увеличении в 2 раза пропускной способности в большинстве случаев целесообразно тоже в 2 раза увеличить диаметр трубопровода с условием, что диаметр второй трубы (лупинга) будет равен диаметру основной трубы. При расчете вставки гидравлический уклон ее определяют по формуле где i 0 — гидравлический уклон основного трубопровода; d о – диаметр основного трубопровода; d B — диаметр вставки. Длину вставки по заданным значениям потери напора и расхода определяют по формуле где I — длина основного трубопровода; h — потеря напора в трубопроводе со вставкой. На рис. 3.12 показана схема изменения гидравлического уклона в магистрали с лупингом и вставкой. Рис. 3.12. Схема изменения гидравлического уклона в магистрали с лупингом и вставкой Целесообразность удвоения числа насосных станций решают в зависимости от величины коэффициента увеличения пропускной способности, выражаемой зависимостью Пользуясь этой формулой, можно прийти к выводу, что при ламинарном режиме течения жидкости, когда т = 1, удвоение числа насосных станций обеспечивает удвоение пропускной способности трубопровода Iχ =2). В этом случае имеется в виду, что напор, развиваемый насосными станциями, сохраняется таким же, каким он был до расширения трубопровода. При турбулентном течении в гидравлически гладких трубах, когда т = 0,25, в результате удвоения числа насосных станций пропускная способность увеличивается в 1,486 раза. Для гидравлически шероховатых труб при турбулентном течении (т = 0) коэффициент Исходя из этого, установлено, что удвоение числа насосных станций целесообразно в том случае, если заданное увеличение пропускной способности χ близко к числу 2 2-m . При малых значениях χ, т. е. когда χ<<2 1/(2-m) удвоение числа насосных станций нецелесообразно, так как они будут работать с недогрузкой. При χ>>2 1/(2-m) более целесообразно применять комбинированную схему, т. е. сочетать удвоение числа насосных станций с укладкой добавочного лупинга. Увеличение пропускной способности трубопровода только при помощи лупинга целесообразно при условии, что χ<<2 1/(2-m) Практически во всех случаях диаметр лупинга лучше принимать равным диаметру трубопровода, что облегчает условия эксплуатации, связанные с пропуском скребков и разделителей. Практическая часть: Рассчитать лупинг и вставку. № Диаметр трубопро вода d, мм Длина нефтепрово да l, км Гидравличес кий уклон i Режим течения жидкости Требуем ый расход нефти Q 0 , млн т/год Первона чальный расход Q, млн т/год Потери напора h, м Диаме тр вставк и dв 1 530 500 0.0005 ламинарный 2 1.5 1250 630 2 630 600 0.001 турбулентны й (гладкие трубы) 3 2 1840 720 3 720 700 0.0015 турбулентны й (шероховаты е трубы) 4 3,2 2160 820 4 820 800 0.002 ламинарный 5 4 2780 1020 5 1020 900 0.0025 турбулентны й (гладкие трубы) 6 4,8 3200 1220 6 1020 800 0.003 турбулентны й (шероховаты е трубы) 7 5,5 3910 1220 7 820 700 0.0035 ламинарный 5,8 6,9 3310 1020 8 720 600 0.004 турбулентны й (гладкие трубы) 4,6 7 2920 820 9 630 500 0.0045 турбулентны й (шероховаты е трубы) 3,8 8,3 2408 720 10 530 400 0.005 турбулентны й (гладкие трубы) 3,2 9,4 1740 630 Практическая работа №19 Тема: Технологический расчет магистрального газопровода. Цель: Научиться производить технологический расчет магистрального газопровода, определять характеристики потерь и расходов. Теоретическая часть: Определение диаметра газопровода и числа компрессорных станций По известному составу определяются основные физические свойства газа. Плотность газа при стандартных условиях определяется по формуле: где - объемная (мольная) доля i-того компонента смеси, имеющего плотность ρ i , n-число компонентов смеси; Относительная плотность газа по воздуху: - плотность воздуха при одних и тех же условиях; Молярная масса газа находится по формуле: - молярная масса i-того компонента смеси Псевдокритическая температура газовой смеси: где - абсолютная критическая температура i-того компонента смеси; Псевдокритическое давление газовой смеси: - абсолютное критическое давление i-того компонента смеси; Газовая постоянная определяется по формуле: - универсальная газовая постоянная, =8314,3 Дж/(кмоль·К) В соответствии с таблицей 1 принимается ориентировочное значение диаметра газопровода. В настоящее время магистральные газопроводы проектируются на рабочее давление Р = 7,5 МПа. Таблица 1 – Ориентировочные значения пропускной способности газопровода в зависимости от его условного диаметра и рабочих давлений Годовая производительность Q год , млрд. м 3 /год Dy, мм Р НАГ =5,5 МПа; Р вс =3,8 МПа Р НАГ =7,5 МПа; Р вс =5,1 МПа 500 1,6...2,0 2,2...2,7 600 2,6... 3,2 3,4...4,1 700 3,8...4,5 4,9...6,0 800 5,2...6,4 6,9...8,4 1000 9,2...11,2 12,1...14,8 1200 14,6... 17,8 19,3...23,5 Рассчитывается оценочная пропускная способность газопровода (коммерческий расход, млн. м 3 /сут) где к н = к ро· к эт · к нд - оценочный коэффициент пропускной способности газопровода; к ро - коэффициент расчетной обеспеченности потребителей, к ро =0,95; к эт - коэффициент учета экстремальных температур, к эт =0,98; к нд - оценочный коэффициент надежности газопровода, зависящий от длины и диаметра газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков и оборудования КС, принимаемый в соответствии с таблицей 2. Таблица 2 –Оценочные величины коэффициентов надежности газопровода к нд Диаметр газопровода, мм Общая длина газопровода, км 820 1020 1220 1420 500 0,99 0,99 0,99 0,99 1000 0,99 0,98 0,98 0,98 1500 0,98 0,98 0,98 0,97 2000 0,98 0,97 0,97 0,96 2500 0,97 0,97 0,96 0,95 3000 и более 0,97 0,96 0,95 0,94 Выбирается тип центробежного нагнетателя и привода. По паспортным данным ЦН определяют номинальные давления всасывания Р вс и нагнетания Р НАГ Полагая, что рабочее давление Р в газопроводе равно номинальному давлению нагнетания, вычисляют толщину стенки δ 0 газопровода по формуле: где п р =1,1(коэффициент надежности по нагрузке); Расчетное сопротивление металла вычисляют по формуле: где т у - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от его категории: (т у =0,9 для трубопроводов III и IY категорий, т у =0,75 для трубопроводов I и II категорий, т =0,6 для трубопроводов категории В, К 1 - коэффициент надежности по материалу, определяемый по таблице 3; К н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий от его диаметра, а для газопроводов и от его рабочего давления (таблица 4). Таблица 3 – Величины коэффициента надежности по материалу К 1 Характеристика труб Величина К 1 1. Сварные из малоперлитной и бейнитной стали контролируемой прокатки и термически упрочненные трубы, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву, с минусовым допуском по толщине стенки не более 5 % и прошедшие 100%-й контроль на сплошность основного 1,34 металла и сварных соединений неразрушающими методами 2. Сварные из нормализованной, термически упрочненной стали и стали контролируемой прокатки, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой под флюсом по сплошному технологическому шву и прошедшие 100%-й контроль сварных соединений неразрушающими методами. Бесшовные из катаной или кованой заготовки, прошедшие 100%-й контроль неразрушающими методами 1,40 3. Сварные из нормализованной или горячекатаной низколегированной стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой и прошедшие 100%-й контроль сварных соединений неразрушающими методами 1,47 4. Сварные из горячекатаной низколегированной или углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой сваркой или токами высокой частоты. Остальные бесшовные трубы 1,55 Таблица 4 – Величины коэффициента надежности по назначению К н Значение коэффициента надежности по назначению трубопровода К н для газопроводов в зависимости от внутреннего давления р Условный диаметр трубопровода, мм Р≤5,4 МПа 5,4 <Р≤7,4МПа 7,4 <Р≤9,8МПа для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 500 и менее 1,0 1,0 1,0 1,0 600…1000 1,0 1,0 1,05 1,0 1200 1,05 1,05 1,10 1,05 1400 1,05 1,10 1,15 - Вычисленное значение толщины стенки δ 0 округляется в большую сторону до стандартной величины δ из рассматриваемого сортамента труб, после чего определяется значение внутреннего диаметра D. Определяют давления в начале и в конце линейного участка газопровода: ; Рассчитывают среднее давление в линейном участке газопровода: Величина среднего давления в газопроводе всегда выше среднеарифметической: с увеличением разности Р н и будет возрастать и разница этих значений. Для расчета расстояния между КС задаются в первом приближении ориентировочным значением средней температуры на линейном участке: Т СР =0,5(Т Н +Т 0 ) где Т н - начальная температура на входе в линейный участок. В первом приближении можно принять Т н =293.. .303 К (20.. .30° С); Т 0 - температура окружающей среды на уровне оси газопровода. При Р = Р ср и Т =Т СР по формулам (5.l2)рассчитывают приведенные температуру Т пр и давление Р пр ; Далее определяют коэффициент сжимаемости: Полагая в первом приближении режим течения квадратичным, рассчитывают коэффициенты гидравлического сопротивления λ тр и λ: где к э =0,03 (по рекомендации ВНИИГаз) - значение эквивалентной шероховатости стенки газопровода; Е -коэффициент гидравлической эффективности газопровода, Е=0,95 при наличии на газопроводе устройств для периодической очистки внутренней полости трубопровода, а при отсутствии указанных устройств E=0,92. Определяется среднее ориентировочное расстояние между КС: Определяется число компрессорных станций: которое округляется до целого п кс (как правило, в большую сторону). Уточняется расстояние между КС по формуле: Практическая часть: Исходные данные к расчету магистрального газопровода по вариантам: № варианта Q г , млрд. м 3 /год L, км Т 0 ,К T возд,К λ гр , Вт/(м 2 К) 1 5 60 294 298 1,5 2 7 65 293 297 1,6 3 9 70 295 296 1,8 4 10 75 297 299 1,5 5 12 80 295 296 1,7 6 15 85 280 284 1,75 7 16 90 270 278 1,83 8 10 95 275 276 1,9 9 8 100 270 279 1,63 10 6 105 265 266 1,82 11 5,5 110 260 268 1,55 12 7,9 115 240 245 1,56 13 14 120 235 240 1,52 14 13 125 230 235 1,58 15 11 130 225 238 1,6 16 18 135 220 226 1,65 17 19 140 215 219 1,7 18 20 145 210 215 1,72 19 21 85 205 212 1,64 20 6,5 90 200 204 1,83 21 7 95 202 206 1,65 22 9 100 190 198 1,43 23 13 110 160 165 1,45 24 16 130 165 173 1,5 25 17 140 180 183 1,57 26 5,5 85 225 296 1,9 27 7,9 90 220 299 1,63 28 14 95 215 296 1,82 29 13 100 210 284 1,55 Состав газа и его характеристики: Cостав газа % по объему Т кр , К Р кр , МПа Плотность (ρ), кг/м 3 Молярная масса, кг/моль Метан 63,7 190,6 4,74 0,6687 16,043 Этан 10,2 305,3 5,26 1,264 30,07 Пропан 12,6 368,8 4,49 1,872 44,097 Бутан 7,6 426,0 3,6 2,519 58,124 Пентан 3,6 470,4 3,41 3,228 72,151 Двуокись уг- лерода 0,7 304,3 7,54 1,8423 44,011 Азот и редкие 1,8 126,0 3,39 1,1651 28,016 Сделать отчет. Содержание отчета: 1. Определение физических характеристик газа. 2. Определение скоростей и потерь по длине. 3. Определение потребного числа компрессорных станций. 4. Расстановка компрессорных станций по трассе. 5. Баланс потерь напора. Контрольные вопросы: 1. Элементы газопроводных коммуникаций и их параметры. 2. Характеристика потерь газопровода. 3. Характеристика компрессорных станций. 4. Баланс потерь напора. Литература: 1. Тетельмин В.В., Язев В.А. «Магистральные газонефтепроводы».Учебное пособие.- Долго- прудный: Издательский дом «Интеллект», 2010.- 352 с 2. Быков Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газоиефтепроводов: Учеб.пособие.- Санкт- Петербург: Недра,2006.- 824 с. 3. Коршак А.А. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: учебник для вузов/А.А. Коршак, А.М. Нечваль; под ред. А.А. Коршака.-СПб.: Недра, 2008.-488 с. Практическая работа №20 Тема: Расчет устойчивости трубопроводов против всплытия. Цель: Научиться производить расчет трубопроводов на устойчивость против всплытия. Теоретическая часть: Прокладка трубопроводов через болота и обводненные участки Трубопроводы, прокладываемые в Сибири и на Крайнем Севере, на значительном протяжении пересекают болота и заболоченные участки [11; 22; 26; 30; 52; 56; 114; 123; 125; 129]. Болото (торфяник) – избыточно увлажненный участок земной поверхности, покрытый слоем торфа мощностью 0,5 м и более, при мощности менее 0,5 м-заболоченные земли. Прокладку трубопроводов на болтах и обводненных участках целесообразно производить преимущественно в зимнее время, когда верхний торфяной покров промерзнет (используются специальные мероприятия по ускорению промерзания грунта) на такую глубину, при которой нормально работают механизированные колонны, и в этом случае технология строительства будет такой же, как и в нормальных условиях. В остальные времена года в технологию будут вноситься существенные изменения в зависимости от типа болота, его параметров и параметров укладываемых труб. Болота по характеру передвижения по ним строительной техники делятся на следующие типы[123]: I-болота, целиком заполненные торфом, на которых допускается работа и неоднократное передвижение болотной техники с удельным давление 0,02 – 0,03 Мпа (0,2 – 0,3 кгс/ ) или работа обычной техники с помощью щитов, сланей и дорог, снижающих удельное давление на поверхность залежи до 0,02 Мпа (0,2 кгс/ ); II– болота, целиком заполненные торфом, на них допускается работа и передвижение строительной техники только по щитам, сланям или дорогам, снижающим удельное давление на поверхность залежи до 0,01 МПа (0,1 кгс/ ) III- болота, заполненные растекающимся торфом и водой с плавающей торфяной коркой. Здесь допускаются работа только специальной техники на понтонах или обычной техники с плавучих средств. На болотах и заболоченных участках должна, как правило, предусматриваться подземная прокладка трубопроводов и, как исключение, при соответствующем обосновании – укладка трубопровода по поверхности болота в теле насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка). При соответствующем обосновании в случае подземной прокладки трубопроводов через болота II и I типов длиной свыше 500 м допускается предусматривать прокладку резервной нитки. Подземная прокладка трубопроводов в зависимости от времени года, методов производства работ, степени обводненности, несущей способности грунта и оснащенности строительного участка оборудованием осуществляется следующими способами: − укладкой с бермы траншеи или лежневой дороги (как в нормальных условиях); − в специально создаваемую в пределах болота насыпь; − сплавом; − протаскиванием по дну траншеи (аналог строительства подводных переходов). Расчет устойчивости трубопровода против всплытия на болотах при различных способах балластировки. Участки трубопроводов, прокладываемых в траншее через болота или заливные поймы, а также в обводненных районах, необходимо рассчитывать на устойчивость положения против всплытия по условию [114]: (4.59) где - суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх (включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом), Н; – суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая собственный вес), Н; – коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия, принимаемый равным для участков перехода через болота, поймы, водоемы при отсутствии течения, обводненные и заливаемые участки в пределах ГВВ 1%-й обеспеченности – 1,05. В частном случае, при укладке трубопровода свободным изгибом и равномерной балластировке по длине величина нормативной интенсивности балластировки- вес в воде, Н/м,- определяется из условия: (4.60) где - коэффициент надежности по нагрузке (0,9-для железобетонных грузов; 1,0-для чугунных пригрузов); -обозначение то же, что в формуле (4.59); - расчетная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод, равная: (4.61) - расчетная нагрузка, обеспечивающая упругий изгиб трубопровода соответственно рельефу дна траншеи и определяемая: − для выпуклых участков ; (4.62) − для вогнутых участков (4.63) - расчетный вес единицы длины трубопровода в воздухе с учетом изоляции при коэффициенте надежности по нагрузке =0,95 (см. п. 2.1); - нагрузка от веса перекачиваемого продукта. В формулах (4.61), (4.62), (4.63): - наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции; – удельный вес воды с учетом растворенных в ней молей, принимаемый равным (1,1-1,15) 10 4 Н/м 3 ; – угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости на выпуклом и вогнутом рельефе (в радианах); p –радиус кривизны рельефа дна траншеи, который должен быть больше или равным минимальному радиусу упругого изгиба оси трубопровода из условия прочности (см. п. 2.6). 1. Нагрузка от собственного веса металла трубы , (2.1) где , соответственно расчетная и нормативная нагрузки; – коэффициент надежности по нагрузке от действия собственного веса, равный 1,1, а при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения- равный 0,95; -удельный вес материала, из которого изготовлены трубы (для стали ); -площадь поперечного сечения стенки трубы; - внутренний диаметр трубы; - наружный диаметр трубы. 2.Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов ,(2.2) где , , , – соответственно расчетные и нормативные нагрузки от веса изоляционного покрытия и оберточного слоя, = ; (2.3) = ; (2.4) здесь – коэффициент, учитывающий величину нахлеста; при однослойной изоляции (обертке) =1,09; при двухслойной изоляции (обертке) =2,30; -толщина изоляционной ленты, приведенная для различных материалов в табл. 2.2; -плотность изоляционных материалов; – толщина обертки; -плотность оберточных материалов; -ускорение свободного падения. Таблица 2.2 Характеристики изоляционных материалов Тип, маркировка изоляционных материалов Толщина мм Масса 1м 2 , кг/м 2 Плотность материала изоляционного покрытия (обертки), кг/м 3 Отечественные изоляционные ленты Летняя ПИЛ, ТУ 19-103-78 0,3 - - Зимняя ПВХ-БК, ТУ 102-166-82 0,35 - - Зимняя ПВХ-Л, ТУ 102-320-86 0,3 - - Отечественные обертки Пленка оберточная ПЭКом, ТУ 102-248-81 0,6±0,05 0,53 880 Пленка оберточная ПДБ, ТУ 21-27-49-76 0,55 ± 0,05 0,58 1050 Пленка полимерная ПВХ, ТУ 102-123-78 0,5 ± 0,1 0,634 1268 Оберточный материал ПВХ, ТУ 102-123-78 0,6 ± 0,1 0,705 1175 Импортные изоляционные ленты Поликен 980-25 (США) 0,635 0,664 1046 Плайкофлекс 450-25 (США) 0,635 0,664 1046 Тек-Рап 240-25 (США) 0,635 0,735 1157 Нитто – 53-635 (Япония) 0,635 0,692 1090 Фуракава Рапко НМ-2 (Япония) 0,640 0,648 1010 Альтене 100-25 (Италия) 0,635 0,664 1046 Пластизол (Югославия) 0,630 0,655 1040 Импортные обертки Поликен 955-25 (США) 0,635 0,653 1028 Плайкофлекс 650-25 (США) 0,635 0,640 1008 Тек-Рап 260-25 0,635 0,680 1071 Нитто – 53-635 (Япония) 0,635 0,670 1055 Фуракава Рапко РВ-2 (Япония) 0,640 0,633 989 Альтене 205-25 (Италия) 0,635 0,653 1028 Пластизол (Югославия) 0,635 0,655 1031 Рассчитав вес балластировки в воде , можно определить вес балластировки в воздухе: , (4.64) где - удельный вес материала пригрузки. Продольная устойчивость трубопроводов, прокладываемых на болотах, обводненных и заболоченных участках трассы, обеспечивается различными средствами балластировки, которые можно разделить на две основные группы. Средства балластировки и закрепления трубопроводов выбирают с учетом гидрогеологических условий районов прохождения трассы и диаметра трубопровода. При этом необходимо учитывать схему прокладки трубопровода; мощность торфяной залежи; прочностные и деформационные свойства подстилающих грунтов; наличие горизонтальных и вертикальных углов поворота; методы и сезон производства строительно- монтажных работ; температурный режим эксплуатации трубопроводов. К средствам балластировки первой группы относятся устройства, воздействующие на трубопровод собственным весом: − одиночные железобетонные грузы; − групповая установка одиночных железобетонных грузов; − одиночные чугунные грузы; − минеральный грунт засыпки, обычно используется при повышенном заглублении трубопро- вода; − закрепленные гидрофобизированные грунты; − полимерно-контейнерные балластирующие устройства (ПКБУ), − заполненные местным или привозным грунтом, или щебнем; − минеральный грунт в оболочке из нетканых синтетических материалов; − сплошное обетонирование труб; − анкерные плиты; − комбинированные способы. К средствам балластировки второй группы относятся анкерные устройства, несущую способность которых определяют свойствами грунтов: − винтовые анкерные устройства (ВАУ); − раскрывающегося типа; − выстреливаемые; − вмораживаемые; − свайные консольного типа; − якорные анкерные устройства; − козловые анкерные устройства; − ВАУ с повышенной удерживающей способностью; − анкер-инъекторы. На обводненных и заболоченных участках трассы наибольшее распространение получили одиночные железобетонные пригрузы. При балластировке одиночными пригрузами основными параметрами являются расстояния между ними (точнее, между их центрами) и количество пригрузов N, необходимое для балластировки данного участка трубопровода. Расстояние рассчитывается по формуле: =( )/ , (4.65) где -средняя масса одного груза. Средние массы и объемы пригрузов типа ЖГ и УБО приведены в табл. 4.5, 4.6. Рис. 4.14. Железобетонный седловидный груз: 1- груз; 2-трубоопровод; 3-прокладка из нескольких слоев бризола Рис. 4.15. Утяжелитель бетонный обхватывающий УБО: 1-блок железобетонный; 2-трубоопровод; 3-стальной пояс; 4-монтажная петля; 5-скоба. Средние объемы грузов также могут быть рассчитаны по формулам: − для седловидных грузов (рис.4.14) − ; (4.66) − для утяжелителей, бетонных охватывающих, конструкция которых включает два бетонных блока (рис.4.15). Таблица 4.5 Характеристика железобетонных седловидных грузов Размеры, мм Наружный диаметр трубопровода, мм Масса груза, кг a b c d h 325 300 840 590 400 200 220 40 170 426 500 1080 760 400 260 280 40 220 530 1500 1320 900 800 330 330 40 240 720 3000 1540 1120 1200 340 430 40 340 820 3000 1640 1210 1100 340 480 40 390 1020 3000 1840 1430 900 340 580 40 500 1220 4000 2000 1600 1050 320 580 50 500 1420 4000 2100 1750 1000 250 800 90 620 Таблица 4.6 Характеристика грузов типа УБО Габаритные размеры блока, мм Марка груза Диаметр трубопровода, мм b c a Общий объем груза, м 3 Общая масса груза, т УБО-1 1420 1600 1200 600 1,872 4,305 УБО-2 1220 1400 1350 600 1,843 4,238 УБО-3 1020 1100 1500 550 1,455 3,346 УБО-3 820 1100 1500 550 1,455 3,346 УБО-3 720 1100 1500 550 1,455 3,346 УБО4 530 750 1500 400 0,750 1,725 (4.67) Число пригрузов, необходимое для балластировки участка трубопровода длиной L, определяется по формуле: . (4.68) Практическая часть: № вариа нта Угол поворота оси трубопров ода β, град мин Кривизна изгиба Удельны й вес материал а пригрузк и γ б , Н/м 3 Длина участка балласти ровки L, м Диаметр трубопров ода, D н , мм Тип утяжел ителей Тип изоляционной ленты и обертки 1 8 01 вогнутая 21582 300 1220 ЖГ Поликен 2 8 32 выпуклая 21664 310 1020 УБО Плайкофлекс 3 9 03 вогнутая 21870 320 820 ЖГ Тек-Рап 4 9 33 выпуклая 22237 330 720 УБО Нитто 5 10 05 вогнутая 22563 340 630 ЖГ Фуракава 6 10 35 выпуклая 22853 350 530 УБО Альтене 7 11 07 вогнутая 23172 360 1220 ЖГ Пластизол 8 11 38 выпуклая 23487 370 1020 УБО Поликен 9 12 09 вогнутая 23544 380 820 ЖГ Плайкофлекс 10 12 40 выпуклая 23794 390 720 УБО Тек-Рап 11 13 11 вогнутая 23986 400 630 ЖГ Нитто 12 13 42 выпуклая 24274 410 530 УБО Фуракава 13 14 13 вогнутая 24487 420 1220 ЖГ Альтене 14 14 44 выпуклая 24525 430 1020 УБО Пластизол 15 15 15 вогнутая 21682 440 820 ЖГ Поликен 16 15 46 выпуклая 21764 450 720 УБО Плайкофлекс 17 16 17 вогнутая 21970 460 630 ЖГ Тек-Рап 18 16 48 выпуклая 22337 470 530 УБО Нитто 19 17 19 вогнутая 22663 480 1220 ЖГ Фуракава 20 17 49 выпуклая 22753 490 1020 УБО Альтене 21 18 21 вогнутая 23372 500 820 ЖГ Пластизол 22 18 52 выпуклая 23487 510 720 УБО Поликен 23 19 23 вогнутая 23644 520 630 ЖГ Плайкофлекс 24 19 54 выпуклая 23894 530 530 УБО Тек-Рап 25 20 25 вогнутая 24174 540 1220 ЖГ Нитто 26 20 56 выпуклая 24387 550 1020 УБО Фуракава 27 21 27 вогнутая 24425 560 820 ЖГ Альтене 28 21 58 выпуклая 22367 570 720 УБО Пластизол 29 22 29 вогнутая 22623 580 630 ЖГ Поликен Характеристики труб для нефтепроводов и нефтебаз Характеристики материала труб Раб очее дав ление , МПа Н аруж ны й диа - мет р, мм Номинальная толщина стенки, мм Марка стали σ вр , МПа σ т , МПа Коэф-фициент надеж. по мате-риалу, К 1 Поставщик труб, №№ технических условий 10;11;12; 13; 14; 15; 16 08ГБЮ 510 350 5,4...7,4 1220 10;11; 12;13; 14; 15; 16 09ГБЮ 550 380 1,4 ЧТЗ, ТУ-14-3Р-03-94 10; 11;12; 13;14; 15; 16 12ГСБ 510 350 5,4...7,4 1220 10;11;12; 13; 14; 15; 16 12ГСБ 550 380 1,4 ЧТЗ, ТУ-14-3Р-04-94 6,3 1020 12,5; 12,9; 15,5; 16 13 Г1СУ 540 390 1,47 ЧТЗ, ТУ-14-3-1698-90 6,3 1020 11,4 13 Г1СУ 540 390 1,34 НМТЗ, ТУ-14-3-1424- 86 6,3 5,4 5,4 1020 1020 1020 11; 11,5 12 9,5; 10; 10,5 8; 8,5; 9 17Г1С 17Г1С К60 510 510 588 363 363 441 1,4 ВТЗ, ТУ1104-138100- 357-02-96 5,4...7,5 820 8; 9; 10; 11; 12 13 Г2АФ 530 363 1,47 ЧТЗ ТУ 14-3-14-25-86 5,4...7,5 820 8,5; 9,2; 10,6; 11,4 17ГС 510 353 1,47 ЧТЗ ТУ 14-3-1270-84 5,4...7,4 820 9; 10; 11; 12; 13; 14 12ГСБ 510 350 1,4 ЧТЗ ТУ 14-ЗР-04-94 7,4 720 7,3; 8,7; 10,8; 12; 14; 16; 20 К60 589 461 1,34 ВМЗ ТУ 14-3Р-01-93 5,4...7,4 720 8; 9; 10; 11; 12; 13; 14 08ГБЮ 510 350 1,4 ЧТЗ 14-3Р-03-94 5,4...7,4 720 7,5; 8,1; 9,3; 10; 11; 12 17ГС 510 353 1,47 ЧТЗ 14-3-1270-84 5,4...7,4 630 8; 9;10;11;12 12Г2С 490 343 1,4 ХТЗ ТУ 322-8-10-95 5,4...7,4 530 8; 9; 10 13ГС 510 353 1,34 ХТЗ ТУ 322-8-10-95 7,4 530 7; 7,5; 8; 9; 10 17ГС 510 353 1,47 ЧТЗ ТУ 14-3-1270-84 7,4 530 7,1; 8,8; 10; 12; 14; 16 – 529 392 1,34 ВМЗ ТУ 14-ЗР-01-93 5,4...7,4 530 7; 8; 9; 10; 11; 12; 13; 14 8ГБЮ 510 350 1,4 ЧТЗ ТУ 14-ЗР-03-94 5,4..7,4 530 7; 8; 9; 10; 11; 12; 13; 14 12ГСБ 510 350 1,4 ЧТЗ ТУ 14-3Р-04-94 Примечание: ЧТЗ – Челябинский трубный завод, НМТЗ – Новомосковский трубный завод, ВТЗ – Волжский трубный завод, ХТЗ – Харцызский трубный завод, ВМЗ – Выксунский металлургический завод |