ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
Библиографический список: 1. Кулагин В.В. ТЕОРИЯ ВРД. Совместная работа узлов и характеристики газотурбинных двигателей. – Куйбышев : КуАИ, 1988. – 240 с. 472 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 2. Проектирование магистрального газопровода: учеб. пособие / С. А. Гулина, В. К. Тян ; Самарский государственный технический университет. - Самара: 2015. - 104 с. УДК 62-631.2:665.65 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ АППАРАТОВ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА Л.П. Шелудько, С.А. Гулина, И.Ю. Горюнова, Г.В. Власов Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия Специфика трубопроводного транспорта природного газа (ПГ) заключается в том, что для обеспечения заданной производительности магистрального газопровода (МГ) необходимо в нём поддержать соответствующее давление природного газа. Для этого через 100 - 150 километров в газоперекачивающих агрегатах (ГПА) увеличивают давление природного газа. После компримирования природного газа в ГПА температура газа увеличивается пропорционально его давлению. При полной загрузке компрессорного цеха (КЦ), его работе всех ГПА со степенью повышения давления π КЦ = 1,44, температура сжатого ПГ на выходе из ГПА может достигать 45 ˚С. Подача газа в магистральный газопровод с высокой температурой вызывает большие температурные напряжения, которые могут привести к снижению надежности трубопровода. Также с повышением температуры увеличивается вязкость газа, и повышаются гидравлические потери. Охлаждение природного газа, после его компримирования на компрессорных станциях один из важных технологических процессов. Для этих целей на КЦ установлены агрегаты воздушного охлаждения (АВО) газа. В данной работе проведена оценка эффективности использования АВО газа в конкретных климатических условиях на объектах ООО «Газпром трансгаз Самара». В настоящее время на газокомпрессорных станциях (ГКС) ООО «Самаратрансгаз» используются 3 типа АВО газа. Два типа итальянского производства: «Хадсон» и «Ново-Пиньоне» и один французского производства «Крезо-Луар». Основные технические характеристики этих АВО приведены в таблице 1. 473 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Таблица 1. Основные технические характеристики АВО газа Тип АВО газа Площадь оребрённой поверхности, м 2 Расход воздуха через один вентилятор, кг/с Коэффициент теплопередачи, Вт/кг м 2 Мощность двигателя вентилятора, кВт/ч Хадсон 11872 153,5 23,93 30,0 Крезо-Луар 10348 191,7 23,83 30,0 Ново-Пньоне 11103 202,3 23,68 30,5 Используемые типы АВО являются одноходовыми и оснащены двумя вентиляторами. Нагретый в ГПА природный газ с температурой Т Н поступает в АВО. Проходя по трубной секции, состоящей из оребренных трубок, охлаждается за счет теплообмена с атмосферным воздухом до температуры Т 2 . Температура сжатого ПГ на входе в АВО Т Н определяется по зависимости [1]: n 1 n К Н КЦ Т Т ,[K] где: T К – температура ПГ на входе в нагнетатель (зависит от температуры грунта в данный период); π КЦ - степень повышения давления в центробежных нагнетателях (ЦН) ПГ; n - показатель политропы сжимаемого газа. Транспортируемый природный газ, имеющий температуру Т К , поступает из газопровода на вход нагнетателя ГПА. В нагнетателе газ сжимается и одновременно нагревается до температуры Т Н . Как видно из графика рисунка 1 температура ПГ в зависимости от производительности КЦ в летний период и степени повышения давления в ЦН изменяется от 17 до 45 ˚С, а при π КЦ =1,44 от 31 до 45 ˚С. Рис. 1. Изменение температуры Т Н ПГ на входе в АВО в течении года. 474 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Количество тепла, отводимое в компрессорном цехе от АВО при работе ЦН со степенью повышения давления 1,44, расчитано по зависимости [4] и представлено графически на рисунке 2: 2 0 3600 24 Т Т с Q Q Н Рг ст К , [кДж/с] (1) где: Q К – коммерческая производительность газопровода, [млн м 3 /сут]; ст - плотность ПГ при стандартных условиях (t = 20 С и атмосферном давлении); c рг – удельная изобарная теплоемкость природного газа, [Дж/кгК]. Рис. 2. Изменение количества теплоты, отводимое от природного газа, в течении года Наибольшее количество теплоты, отводимое в АВО, соответствует летнему периоду, так как в этот период времени температура грунта высокая, и ПГ на вход нагнетателя поступает с наибольшей температурой. Оценка эффективности работы АВО опредеялась нами по характеру измененеия температуры газа на выходе из АВО за годовой интервал времени. Тепловой напор Θ в АВО и теплота Q 1 , отводимая от природного газа зависят от технических характеристик АВО (площади теплообмена, мощности вентиляторов и т.д.), и рассчитываются по зависимостям: p р АВО k F n Q 1 , и 1 в 2 в Рв 1 Т Т с Gв Q , (2) где: F p - поверхность теплопередачи, [м 2 ]; n АВО – число АВО газа; k p – коэффициент теплопередачи; Gв – расход воздуха через вентилятор АВО, [кг/с];с рв - удельная изобарная теплоемкость воздуха, [Дж/кг·К], Т в1 , Т в2 – температура, окружающего воздуха на входе и выходе из АВО [К]. 475 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ С другой стороны тепловой напор зависит от температуры теплоносителей и его можно определить 1 2 2 1 2 2 ln в в Н в в Н Т Т Т Т Т Т Т Т . (3) Для оценки эффективности АВО необходимо определить температуру газа Т 2 на выходе из указанных в таблице 1 типов АВО газа, в зависимости от температуры окружающего воздуха Т в1 заданного диапазоном от 0 до 40 °С. Для этого уравнения 2 и 3 решаются совместно и получаем: 1 2 1 1 1 2 1 1 ln в АВО Р в в в Н в АВО Р в в в Н Т Т n c V Q Т Т Т Т n c V Q Т Т в в , (4) Обозначим через АВО Р в в в Н n c V Q Т Т А в 1 1 и 1 2 в Т Т x . Тогда: x A x А ln Параметр А определяется для заданного диапазона температуры окружающего воздуха и максимальной температуры ПГ на входе в центробежный нагнетатель, равной Т Н = 45°С. Для каждого значения теплового напора, определенного по зависимости 2 с помощью специальной математической программы на сайте Wolfram Alpha рассчитывалось значение переменной x, и далее рассчитывается температура природного газа Т 2 на выходе из АВО. На графике рисунка 3 представлена зависимость температуры ПГ на выходе из АВО для трех режимов работы ГПА. 476 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ а б в Рис. 3. Зависимость температуры газа за АВО компрессорных станций в зависимости от типов АВО, температуры наружного воздуха и степеней повышения давления в нагнетателях а - при π КЦ =1,22; б - при π КЦ =1,35; в- при π КЦ =1,44. Теоретически, при предельно малой разности температур, охлаждение ПГ до температуры 15 градусов для всех типов АВО возможно только при температуре окружающего воздуха ниже 14 °С. Из рисунка 3 следует, что в летний период при повышении температуры воздуха от 20°С до 35°С, для рассматриваемых типов АВО, температура охлажденного в них газа будет изменяться в среднем от 22°С до 43°С. Поэтому представляется перспективным применение для КС с высокими температурами воздуха в летний период автоматов испарительного и косвенно-испарительного охлаждения сжатого природного газа. Теплообменная поверхность этих аппаратов покрывается влажным гидрофильным покрытием, что обеспечит снижение температуры сжатого газа до температуры на 3 – 4 градуса выше температуры росы атмосферного воздуха. Библиографический список: 1. Газотурбинные установки / С.А. Гулина, И.Ю.Горюнова //Самара: Самар. гос.техн. ун -т, учебное пособие, 2014.–104 с. 2. Кантюков Р.А., Максимов В.А., Хадиев М.Б. «Компрессорные и газораспределительные станции» 3. ОНТП-51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы.— М.: ВНИИЭгазпром, 1985.- 220 с. 477 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 4. Проектирование магистрального газопровода: учеб. пособие / С. А. Гулина, В. К. Тян ; Самарский государственный технический университет. - Самара: 2015. - 104 с. УДК 622.691.4 АНАЛИЗ СПОСОБОВ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ В МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ В.С. Капорцев, Г.М. Орлова Самарский государственный технический университет, г. Самара, Россия, 2ndton0n3mail@gmail.com, g.m.orlova@yandex.ru Образование гидратов в газопроводах, на сегодняшний день, является одной из важных проблем эксплуатации газопроводов. Газогидраты способны отлагаться на стенках труб, вследствие чего снижается пропускная способность, что в ряде случаев может привести к аварийной остановке работы газопровода и даже аварии. На борьбу с гидратными отложениями нефтегазовые компании затрачивают существенную часть стоимости на транспорт газа, поэтому вопрос о снижении эксплуатационных затрат при эксплуатации газопровода является актуальным. Отложение гидратов на стенках труб газопровода представлено на рис 1. 478 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.1 Схема отложений гидратов на стенках труб газопровода Газовые гидраты состоят из молекул газа, например, метана и воды. На вид гидраты напоминают кристаллы льда белого цвета. К гидратообразующим компонентам относятся: метан, этан, пропан, бутан, диоксид углерода, сероводород. Основной причиной возникновения газогидратов является присутствие влаги в газе, так же влияют температура, давление и состав газа. Наиболее часто, образование гидратов происходит при эксплуатации газопровода в зимний период, это связано с сильным охлаждением потока газа в трубе. Основным условием существование газогидратов является падение температуры газа ниже точки росы, которой пары воды начинают конденсироваться, образуется капельная влага в газе. Гидратообразование возможно на всех газопроводах, кроме тех, которые транспортирует газ с точкой росы паров воды ниже минимальной рабочей температуры. Условия образования гидратов с различной относительной плотностью определяются по графику равновесного состояния гидратов [рис.2]. Основными технологическими факторами, влияющими на образование гидратов в магистральных газопроводах, являются: - отсутствие конденсатосборников в пониженных участках профиля газопровода, непостоянное удаление из них образующейся жидкости; - недостаточно тщательные продувки газопровода перед пуском; - неполную очистку газа перед подачей его в магистральный газопровод. 479 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.2 Зависимость содержания влаги в газе при различных значениях давления и температуры Способами предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах являются: осушка газа методами адсорбции и абсорбции; низкотемпературная сепарация; уменьшение давление при транспортировке газа. Снижение давления не будет давать результат при отрицательных температурах, положительный эффект достигается лишь при ликвидации гидрата, образовавшийся при положительных значениях температуры. Самым радикальным методом предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах является качественная осушка газа твердыми или жидкими поглотителями, проводится на стадии подготовки газа к транспорту. В результате осушки газа поглотителями, точка росы паров воды опускается ниже минимальной температуры транспорта газа. В промышленности, осушка газа жидкими поглотителями получила наибольшее применение. Основными преимуществами жидких поглотителей являются: - невысокие перепады давления в системе очистки; - меньшие капитальные и эксплуатационные расходы; - возможность очистки газов, содержащие вещества, отравляющие твердые поглотители Минусами жидких поглотителей является то что, степень осушки при использовании абсорбентов ниже, чем при использовании твёрдых поглотителей, а температура газа при осушке должна быть выше 0°С. 480 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ На сегодня, наиболее распространённым и эффективным методом является ввод различных ингибиторов. Ингибиторы гидратообразования, вводимые в поток газа, растворяются в воде, снижают давление паров воды, вследствие чего гидраты будут образовываться уже при более низкой температуре или не образовываться вообще. Эффективно также вводить ингибиторы в уже образовавшиеся отложения гидратов, упругость паров воды над гидратами становится выше, чем над водным раствором, вследствие чего происходит разложению образовавшихся гидратов. В качестве ингибиторов образования гидратов могут применяться: метиловый спирт и растворы ТЭГ (триэтиленгликоля) и ДЭК (диэтиленгликоля). Наиболее широкое применение получил метиловый спирт, его применяют как для ликвидации образовавшихся пробок, так и для предотвращения гидратообразования. Метанол имеет относительно невысокую стоимость, высоко - развитую промышленную базу (производство может быть развернуто непосредственно на газовых промыслах), кроме того у метанола наибольшая антигидратная активность, способная сохраняться даже при низких температурах. Однако, существующие способы предотвращения гидратообразования в магистральных газопроводах не учитывают совместное протекание таких процессов, как течение газа при наличии фазовых переходов, теплообмен с окружающей средой и отложение твердой фазы на стенки трубопровода. Таким образом, в целях минимизации себестоимости добычи и транспорта газа в магистральных газопроводах основной задачей является усовершенствование уже существующих способов борьбы с гидратообразованием, а так же разработка новых методик. УДК 62-631.2:665.65 АКТУАЛЬНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МОРСКОГО ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА И.В.Верещагина, С.А.Гулина, И.Ю.Горюнова, М.О.Латышева Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия Территория Крайнего Севера РФ превышает несколько европейских государств. Для неё характерны экстремальные климатические условия. Из доклада Геологической службы США установлено, что большая часть залежей природного газа в Антарктике находится на потенциальной российской территории, а именно в южном районе Карского и Баренцева морей. Эксперты геологической службы считают, что в Арктике находится пятая часть 481 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ неисследованных извлекаемых запасов нефти и природного газа. Потенциальные запасы нефти в этом регионе — 90 млрд. барр., газа — 47,3 трлн. куб. м, газового конденсата — 44 млрд. баррелей. Всего в Арктике находится до 13 % еще не открытых мировых запасов нефти и до 30 % — газа. Около 80 % российского газа и 70 % российской нефти находятся в регионе Северного Ледовитого океана, остальные — в пределах континентального шельфа. Следовательно, район Крайнего Севера находится на пороге масштабного промышленного освоения — разработки нефтегазовых ресурсов. Работу российских нефтяных и газовых компаний в районе Крайнего Севера сейчас затрудняют финансовые и технологические санкции Запада, низкая цена на нефть, климатические условия, а также малоизученность территорий. Ещё одна проблема связана с завозом на объекты материально-технического оснащения. Это можно делать только в зимнее время по льду. Для отправки оборудования морем требуется особая упаковка, которая бы защитила аппаратуру от разъедающей металл соленой воды. Страны Запада в числе других антироссийских санкций запретили поставки оборудования и услуг для глубоководной разведки и добычи нефти и газа в районе Крайнего Севера, ограничили возможности участия иностранных компаний в проектах по освоению российского арктического шельфа. НК «Роснефть» приступила к реализации проектов в Карском и Баренцевом морях, получив в 2010 г. 4 лицензии на изучение шельфа арктических морей: три из них - на участки в Карском море, Восточно-Приновоземельские - 1, 2 и 3 и одну лицензию на Туапсинский участок в Черном море. Ресурсы перечисленных участков оцениваются в 21,5 млрд. тонн нефтяного эквивалента. На Ямале сосредоточено около 20 % российских запасов природного газа. На полуострове и прилегающих акваториях открыто 11 газовых и 15 нефтегазоконденсатных месторождений, разведанные и предварительно оценённые (АВС1+С2) запасы газа которых составляют порядка 16 трлн м³, перспективные и прогнозные (С3-Д3) ресурсы газа — около 22 трлн м³. Запасы конденсата (АВС1) оцениваются в 230,7 млн тонн, нефти — в 291,8 млн тонн. В ближайшей перспективе Ямал станет основным районом добычи газа в России и одним из крупнейших в мире. Общий предполагаемый объём инвестиций в освоение газовых месторождений Ямала в 2010 году оценивался правительственными экспертами в 6,8-8 трлн руб. за 25 лет. Приновоземельские участки Карского моря исследованы с помощью методов 2Д сейсмики. Оценочные извлекаемые ресурсы нефти по трем участкам – 6,2 млрд. т, ресурсы углеводородов – до 20,9 млрд. т нефтяного эквивалента (рис.1). Для восточно-приновоземельского первого участка запасы нефти 3,33 млрд. тонн и газа 3,317 млрд. м 3 , для второго участка запасы нефти составляют 1,82 млрд. тонн и газа 2,733 млрд. м 3 и для третьего участка запасы нефти – 1,118 млрд. тонн и газ – 8,54 млрд. м 3 482 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 1 Оценочные извлекаемые ресурсы Восточно - Приновоземельских участков Карского моря. Как было отмечено ранее, для данной территории характерны экстремальные климатические условия. В Карском море превалируют холодные сухие арктические воздушные массы. Отрицательные температуры воздуха в Карском море держатся в течение 8 месяцев, с октября по май, среднемесячная температура воздуха составляет от минус 14°С до минус 26°С. Летний период длится около 4 месяцев с июня по сентябрь и среднемесячная температура не превышает 7°С. Суровые природные условия Карского моря не способствуют прогреву его вод. Зимой, когда море сплошь покрыто льдом, температура воды под ним близка к температуре замерзания (-1.7,-1.9 °С). Поэтому высокие температуры отмечаются вблизи устьев рек, наиболее низкие в районах поступления относительно соленых баренцевоморских вод. В мелководных районах моря водные массы от поверхности до дна становятся почти однородными и имеют отрицательную температуру. В среднем величина изменчивости среднегодовой температуры воды в Карском море составляет плюс-минус 1.5 °С (рис.2а, 2б). 483 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 2а. Температура воды зимой Рис. 2б. Температура воды летом Наибольшая устойчивость температур наблюдается в северных районах моря, за исключением областей, очищающихся от ледяного покрова, здесь значения изменчивости особенно велики. Акватория Карского моря покрывается льдом от 7/10 до 9/10 на 8–10 месяцев в году. Летом полное очищение ото льда происходит только в юго-восточных районах и в прибрежных районах северо- восточного сектора Карского моря. Ледяной покров состоит из многолетних льдов толщиной около 2,5 м на севере, однолетних льдов на юге (толщиной до 1,8 м) и молодых льдов до 0,3 м. Зимой в глубинах до 20 м навалы льда приводят к образованию стамух и торосов с высотой надводной части – от 10 до 15 м, глубиной киля – от 20 до 25 м. Айсберги, главным образом, сосредоточены вблизи северо-восточного побережья Новой Земли. Как показано на рис. 1. третий Восточно - Приновоземельский участок максимально приближен к полуострову Ямал. Он является наиболее ближайшей точкой и выступает центром сбора, подготовки газа и нефти перед транспортировкой на берег. Сложные климатические характеристики, указанные выше, усложняют условия доставки нефти и газа к полуострову Ямал. Авторами исследуется использование трубопроводного транспорта углеводородов в тяжелых климатических условиях. В данном случае, рассматривается строительство подводного морского трубопровода для доставки углеводородов к полуострову Ямал. Из полученного небольшого опыта эксплуатации известно, что морские магистральные трубопроводы должны обладать повышенной надежностью с учетом особых условий (большие глубины моря, морские штормы, подводные течения, сейсмичность и другие факторы). Защита морского трубопровода от 484 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ коррозии осуществляется комплексно: защитным наружным и внутренним покрытием и средствами катодной защиты. Выбор трассы морского трубопровода основывается на критериях технической надежности и экологической безопасности объекта. При выборе трассы необходимо учесть грунтовые условия морского дна, сведения об окружающей среде, районы рыболовства и судоходства и т.д. На глубоководных участках трубопровод можно прокладывать по поверхности дна моря при условии обеспечения его проектного положения в процессе всего периода эксплуатации. При этом необходимо обоснование исключения всплытия или подвижек трубопровода под воздействием внешних нагрузок и его повреждения рыболовецкими тралами или якорями судов. Так же при проектировании морской трубопроводной системы необходимо учесть все неблагоприятные виды воздействия на трубопровод. Способ защиты трубопровода принимается в зависимости от местных условий окружающей среды и степени потенциальной угрозы морскому трубопроводу. Анализ изучения климатической характеристики района показал, что основной проблемой при выборе конструкции трубопровода является небольшая глубина воды и сложная ледовая обстановка в районе, и как следствие этого экзарация дна ледовыми образованиями. Это является серьезной проблемой. В этих условиях необходимо обеспечить повышенную прочность и устойчивость трубопровода. Предварительно проведенные исследования показали, что самая технологичная конструкция морского трубопровода для данных климатических условий - «труба в трубе» с заполнением межтрубного пространства цементно- песчаным раствором. Суть конструкции заключается в том, что две трубы располагаются концентрически, одна внутри другой, а пространство между ними заполняется цементно-песчаным раствором. Цементное заполнение практически полностью устраняет влияние на несущую способность труб таких дефектов, как дефекты сварки, царапины, вмятины и т.д. Внутренняя и наружная трубы работают, как бездефектные, поскольку жесткое заполнение межтрубного пространства не дает возможности раскрыться каким-либо дефектам труб. После отвердения раствора обе трубы оказываются жестко связанными друг с другом, работают на восприятие внутреннего давления, бетон является рабочей средой и одновременно утяжелителем и теплозащитой. Не требуется внешняя пригрузка. В силу того, что труба состоит из трех разнородных сред, лавинное разрушение трубопровода полностью исключается. Как показали предварительные расчеты по оценке прочностных характеристик,трубопровод такого типа обладает огромной продольной жесткостью, и в диапазоне температур 0—75°С не теряет продольной устойчивости. В дальнейшем необходимо провести расчет всех видов нагрузок, возникающих при изготовлении, укладке и эксплуатации даннойтрубопроводной |