Основы проектирование линейной час ти трубопроводов

ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАС ТИ ТРУБОПРОВОДОВ

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ НЕФТЕПРОВОДА

 

Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов очной формы обучения специальности 130501 «Проектирование, сооружение, эксплуатация и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

 

Краснодар

 

Составители: д-р техн. наук, проф. П.С. Кунина, доцент Поляков А.В., ассистент

 

УДК 553.981:620.16

 

Проектирование нефтепровода. Методическое пособие по выполнению курсового проекта для студентов очной формы обучения для специальности «Проектирование, сооружение, эксплуатация и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» / П.С. Кунина, А.В.Поляков, Степанов М.С. Кубан. гос. технол. ун-т. Каф. оборудования нефтяных и газовых промыслов.− Краснодар: Изд. КубГТУ, 20107. – …… с.

 

 

Изложены основные принципы проектирования и расчета линейной части нефтепроводов.

 

Печатается по решению методического совета Кубанского государственного технологического университета

 

Рецензенты: канд. техн. наук, Ярыш А.Т.

канд. техн. наук, доц. ВеличкоЕ.И.

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

Правила выполнения курсового проекта

 

1. По заданным преподавателем индивидуальным данным (карта прокладки трубопровода, давление и расход на входе в проектируемый участок, характеристики нефти)) построить профиль трассы трубопровода. Результаты построения отобразить на чертеже (формат принимается в зависимости от длины проектируемого профиля). Чертеж выполнить от руки в рекомендуемом масштабе, (без применения ЭВМ).

2.Выполнить технологический и гидравлический расчеты проектируемого участка трубопровода.

3. Определить толщину стенки трубы и внутренний диаметр трубопровода.

4. Выполнить расчет трубопровода на прочность.

5. Проверить трубопровод на устойчивость.

6. Рассчитать компенсаторы.

7. Рассчитать балластировку трубопровода и выбрать анкерное устройство, если трубопровод пересекает водные преграды (болото, река) и на карте обозначено такое пересечение.

8. Спроектировать переход трубопровода через дороги (автомобильную дорогу, железнодорожное полотно), если на карте обозначено такое пересечение.

8. Расчетно-пояснительную записку выполнить на формате А4 от руки.

Задание на проектирование

Таблица 1

Производительность нефтепровода, млн. т/год	Диаметр (наружный), мм	Рабочее давление
МПа	кгс/см2
0,7-1,2		8,8-9,8	90-100
1,1-1,8		7,4-8,3	75-85
1,6-2,4		6,6-7,4	67-75
2,2-3,4		5,4-6,4	55-65
3,2-4,4		5,4-6,4	55-65
4-9		5,3-6,1	54-62
7-13		5,1-5,5	52-56
11-19		5,6-6,1	58-62
15-27		5,5-5,9	56-60
23-55		5,3-5,9	54-60
41-90		5,1-5,5	52-56

 

Основные параметры нефтепровода определяются, исходя из обеспечения производительности нефтепровода при расчетных значениях плотности и вязкости перекачиваемой нефти. Производительность нефтепровода определяется с учетом коэффициента неравномерности перекачки.

Величину коэффициента неравномерности перекачки следует принимать для:

- трубопроводов, идущих параллельно с другими нефтепроводами и образующими систему - 1,05;

- однониточных нефтепроводов, подающих нефть от пунктов добычи к системе трубопроводов - 1,10;

- однониточных нефтепроводов, по которым нефть от системы нефтепроводов подается к нефтеперерабатывающему заводу, а также однониточных нефтепроводов, соединяющих систему - 1,07.

Материал трубопроводов выбирается на основании класса, группы и вида нефти.

 

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %
	Малосернистая	До 0,60 включ.
	Сернистая	От 0,61» 1,80
	Высокосернистая	» 1,81» 3,50
	Особо высокосернистая	Св. 3,50

 

Таблица 3 - Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0
2 Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)	66,7 (500)	66,7 (500)
5 Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт)	Не нормируется. Определение обязательно

 

Таблица 4 - Виды нефти

Наименование показателя	Норма для нефти вида
1 Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более
2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более

ПОСТРОЕНИЕ ПЛАНА-ПРОФИЛЯ ТРУБОПРОВОДА

План

 

План — уменьшенное, точное и подобное изображение на плоскости отдельного небольшого участка местности без учета кривизны Земли. План с изображением ситуации (совокупности различных предметов) и рельефа называют топографическим. Для составления планов и профилей расстояния на местности уменьшают в сотни и тысячи раз. Степень уменьшения задается масштабом.

 

Таблица 1.1 -Масштабы изображений на чертежах по ГОСТ 21.610-85

 

Наименование изображения	Масштаб
Планы трубопроводов	1:200, 1:500, 1:1000, 1:2000
Продольные профили трубопроводов:
по горизонтали	1:200, 1:500, 1:1000, 1:2000
по вертикали	1:50, 1:100

 

Рекомендуется при проектировании использование следующих масштабов:

- для участков трассы с плавным рельефом местности 1:5000 и 1:2000, либо при несколько более сложном рельефе – пересеченной местности 1:1000;

- при пересечении препятствий масштаб значительно крупнее, его принимают равным 1:500.

- Препятствия бывают двух видов:

- естественные - реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки;

- искусственные - железные и автомобильные дороги, линии электропередач, пересекаемые трубопроводы различного назначения (водопровод, канализация и т.д.), коммуникации (телефонный кабель, электрический кабель и т.д.).

1.2 Условные знаки планов

 

Основное отображение местности на планах представляют в условных знаках.

Под условными знаками понимают графические, буквенные и цифровые обозначения, с помощью которых на топографической карте обозначают местоположение различных объектов местности, рельефа, а также их качественные и количественные характеристики.

Условные знаки подразделяются на следующие основные виды:

Масштабные – применяют для изображения тех объектов местности, форму и границы которых можно показать в масштабе (границы леса, болота, озера и т.д.);

Внемасштабные – выражают собой отдельные небольшие по размерам предметы местности (колодцы, отдельно стоящие небольшие здания и т.д.), которые нельзя показать в масштабе;

Линейно—масштабные – предназначены для изображения на плане объектов линейного характера, ширину которых из-за их малости показать в масштабе невозможно (ручьи, линии электропередач, кабели связи и т.д.). В масштабе плана показана только длина и местоположение этих объектов;

Пояснительные – применяют для дополнительной характеристики элементов местности, их разновидностей, а также количественной и качественной оценки (названия рек, характеристика дорог, глубина, на которой находится кабель связи и т.д.).

1.3 Элементы плана

 

В общем случае на плане должны быть указаны следующие элементы:

- Страна, край (область) и район похождения трассы трубопровода (для определения климатических и сейсмических характеристик местности).

- Рельеф местности с помощью горизонталей (топографических линий), а при очень пологом рельефе – высоты промежуточных точек.

- Характеристика местности, данные об использовании данной местности человеком. Эти данные необходимы для определения глубины заложения трубопровода от поверхности земли до верха трубы. Например, при пересечении обычных земель глубина заложения трубопровода диаметром до 1000мм составляет 0,8м, а при пересечении пахотных и орошаемых земель —1,0 м.

- Грунты, в которых прокладывается трубопровод.

- Данные о собственнике земель или пересекаемых коммуникаций, других трубопроводов. Эти данные используются как на стадии выбора трассы трубопровода, так и на стадии построения профиля.

Углы поворота трассы в горизонтальной плоскости. Трасса трубопровода в силу некоторых обстоятельств не может быть идеально прямой.

При пересечении искусственных и естественных препятствий угол пересечения должен быть:не менее 60º для кабелей связи, других трубопроводов, линий электропередач напряжением 110 кВ и выше; близок к 90º при пересечении автомобильных и железных дорог, а сам трубопровод в месте пересечения должен быть прямолинейным.

Углы поворота в горизонтальной плоскости наносятся с указанием их месторасположения, направления, размера и радиуса изгиба трубы. Например:

 

Рисунок 1.1 - – Горизонтальный угол на плане.

 

 

Элементы профиля

На чертеже должны быть следующие элементы: собственно профиль с Например: трасса пересекает автодорогу Самара – Бугуруслан с асфальтовым покрытием в хорошем состоянии. Проезд колесного транспорта возможен в любое время года. Движение автотранспорта весьма интенсивное.

 

Рисунок 1.3 - Условные обозначения инженерно-геологических элементов

 

Расшифровка обозначений грунтов обычно приводится на чертеже.

 

Профилирование трубопровода

 

Под профилем трубопровода понимается его положение по абсолютным или относительным высотным отметкам вдоль трассы. Графически профиль оформляется в виде чертежа, представляющего продольный разрез по оси трубопровода (рисунок 1.4).

Профилирование производят в следующей последовательности:

1. Предварительно прорисовывают ось трубопровода параллельно земле, сглаживая острые углы, например, при переходе через канаву или кабель связи. После предварительной прорисовки оси на профиле будут видны точки перегиба трубопровода в вертикальной плоскости. Точки перегиба в Размеры и профили траншей устанавливаются проектом в зависимости от назначения и диаметра нефтепроводов, глубины их заложения, характеристики грунтов, гидрогеологических и других условий.

Заглубление нефтепроводов до верха трубы следует принимать, м не менее:

При условном диаметре менее 1000 мм ………………………… 0,8

При условном диаметре 1000 мм и более (до 1400 мм)…………1,0

На болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению….. 1,1

В песчаных барханах, считая от нижних отметок

межбарханных оснований, в скальных грунтах, болотистой

местности…………………………………………………………..... 1,0

При отсутствии проезда автотранспорта и

сельскохозяйственных машин ………………….…………..… 0,6

На пахотных и орошаемых землях ……………………….…1,0

При пересечении оросительных и

Осушительных каналов (от дна канала)………………………..… 1,1

горизонтальной плоскости и пересекаемые коммуникации уже указаны.

Заглубление нефтепроводов должно определяться также с учетом оптимального режима перекачки и свойств перекачиваемых нефтей в соответствии с указаниями, изложенными в нормах технологического проектирования. Более того, с целью достижения большей надежности и работоспособности нефтепроводов при проектировании необходимо учитывать глубину промерзания грунтов, эрозию почвы, вероятность строительства других коммуникаций, возможное колебание температуры перекачиваемого продукта, неизбежность капремонта и т.д

Заглубление нефтепровода с балластом определяется как расстояние от поверхности земли до верха балластирующей конструкции. Ширина траншей по дну должна быть не менее D +300 мм для нефтепроводов диаметром до 700 мм (D — условный диаметр трубопровода) и 1,5D — для нефтепроводов диаметром 700 мм и более с учетом следующих требований

Для нефтепроводов диаметром 1200 мм при рытье траншей с откосами не круче 1:0,5 ширину траншеи по дну допускается уменьшать до величины D + 500 мм; при разработке грунта землеройными машинами ширина траншей должна приниматься равной ширине режущей кромки рабочего органа машины, принятой проектом организации строительства, но не менее указанной выше;ширина траншей по дну на кривых участках из отводов принудительного гнутья должна быть равна двукратной ширине на прямолинейных участках;ширина траншей по дну при балластировке нефтепровода утяжеляющими грузами или закреплении анкерными устройствами должна быть равна не менее 2,2D, а для нефтепроводов с тепловой изоляцией устанавливается проектом.

При разработке траншеи в скальных грунтах габариты ее должны быть достаточными для выполнения в дальнейшем аварийно-восстановительных работ и производства капиталь­ного ремонта нефтепровода по существующим технологиям работ: глубина траншеи: при диаметре труб до 720 мм включительно ниже низа трубы, после осадки подстилающего слоя подсыпки — не менее 0,5 м;при диаметре труб 820 мм и более ниже низа трубы после осадки подстилающего слоя — не менее 1,0 м для обеспечения возможности подработки и прохода ремонтных машин при ремонте нефтепровода без подъема; б) ширина траншеи по дну (не менее): H = D_H + 2(1,2+1,3)Н_ков + (0,3+0,4) м, где D_H — наружный диаметр нефтепровода, м; Н_ков — ширина ковша экскаватора, м; (0,3+0,4) — удвоенное минимальное расстояние между стенкой трубы и ковшом во избежание повреждения нефтепровода при его последующем вскрытии; (1,2+1,3) — коэффициент, учитывающий реальный забой ковша при последующем вскрытии нефтепровода одноковшовым экскаватором.

Рисунок 1.4 – План трубопровода

 

Параметры траншеи в местах переходов через препятствия и подземные коммуникации, а также котлованов под технологические узлы определяются проектом.

2. Далее предварительно заполняют строку «уклоны/расстояния». Для этого строку делят на части, границей двух частей является точка перегиба оси трубопровода в вертикальной плоскости. Указывается расстояние между перегибами и определяется уклон оси к горизонту по следующей формуле:

(1.1)

где z₁, z₂ - высотные отметки начала и конца участка; l - длина участка.

Пример заполнения представлен на рисунке 1.5.

Минимально допустимые радиусы упругого изгиба и радиусы гибки отводов холодного гнутья, в зависимости от условного диаметра трубопровода, представлены в таблице 1.4.

Угол изгиба отвода холодного гнутья указан в таблице 1.5, его длина равна длине заводской трубы, которая составляет от 10,6 до 11,6 м.

Таблица 1.4

Условный диаметр трубопроводов, мм	Минимально допустимые радиусы упругого изгиба трубопровода, м	Радиус гибки отвода холодного гнутья, м

 

Это означает, что при прокладке трубопровода следует использовать отводы с одинаковым градусом гибки, например, если четыре отвода на чертеже 6°, а один угол 12º, то имеет смысл вставить в этом месте не 12° отвод, а два сваренных вместе шестиградусных отвода 12º = 6º × 2. Тем более что стоимость отвода горячего гнуться (а в случае, если проектируется трубопровод большого диаметра, отвод в 12º скорее всего будет горячего гнутья) в несколько раз больше, чем стоимость отвода холодного гнутья.

Отводы горячего гнутья, изготавливаемые горячей гибкой труб с использованием общего или локального нагрева только в заводских условиях, более дорогостоящие, чем отводы холодного гнутья, поэтому по возможности следует обходиться отводами холодного гнутья. Однако преимуществом отводов горячего гнутья является гораздо больший радиус изгиба (до 45º) при его общей длине до 7 м. Радиус изгиба отвода горячего гнутья равен пяти условным диаметрам трубы, так как это минимальный радиус прохождения прибора внутритрубной диагностики.

Угол изгиба отвода холодного гнутья указан в таблице 15, его длина равна длине заводской трубы, которая составляет от 10,6 до 11,6м

Так как отводы в основном производятся с кратностью гибки 3º и лишь в стесненных условиях возможно уменьшение кратности до 1º, а также в связи с упрощением производства и поставки однотипных отводов (отводов с одинаковым углом гибки), вводится понятие типоразмера отводов. Оно означает, что при прокладке трубопровода следует использовать отводы с одинаковым градусом гибки, например, если четыре отвода на чертеже 6-ти градусные, а один угол 12º, то имеет смысл вставить в этом месте не 12-ти градусный отвод, а два сваренных вместе шестиградусных отвода 12º = 6º х 2. Тем более что стоимость отвода горячего гнуться (а в случае, если проектируется трубопровод большого диаметра, отвод в 12º скорее всего будет горячего гнутья) в несколько раз больше, чем стоимость отвода холодного гнутья.

 

Таблица 15- Угол изгиба отвода холодного гнутья

Диаметр отвода, мм	Угол гибки в градусах
219 - 377	3, 6, 9, 12, 15, 18, 21, 24, 27
	3, 6, 9, 12, 15, 18, 21
	3, 6, 9, 12, 15, 18
720 - 820	3, 6, 9
	3, 6, 9
1220 - 1420	3, 6

 

Отводы горячего гнутья, изготавливаемые горячей гибкой труб с использованием общего или локального нагрева только в заводских условиях, более дорогостоящие, чем отводы холодного гнутья, поэтому по возможности следует обходиться отводами холодного гнутья. Однако преимуществом отводов горячего гнутья является гораздо больший радиус изгиба (до 45º) при его общей длине до 7 м. Радиус изгиба отвода горячего гнутья равен пяти условным диаметрам трубы, так как это минимальный радиус прохождения прибора внутритрубной диагностики.

Угол перегиба трубопровода бывает горизонтальным, вертикальным и совмещенным. Величина горизонтального угла указана на плане. Вертикальный угол зависит от угла наклона оси трубопровода и взаимного расположения уклонов слева и справа от точки перегиба (рисунок 1.7).

Подвал» и его элементы

 

Подвал представляет собой сводную таблицу данных, необходимых для правильного чтения профиля. Структура таблицы подвала, а также высота и ширина строк представлены на рисунке 1.9.

Данные, представленные в «подвале», дают полное представление о трубе и способе ее защиты от коррозии, коррозионной активности грунтов, глубине траншеи, способе ее разработки и засыпки.

 

Рисунок 1.9 – Структура «подвала»

 

Элементами подвала являются.

Номера скважин

Для определения физико-механических свойств грунтов применяют шурфование (шурфы – прямоугольные выемки, из которых извлекаются образцы грунтов. Эти образцы испытывают на прочность на одноосное сжатие, на прочность скелета грунта, в ходе исследований выясняются такие параметры, как коэффициент выветрелости, коэффициент размягчаемости в воде, степень пластичности, количество воднорастворимых солей и другие параметры, необходимые для определения несущей способности грунта.

Уровень грунтовых вод не менее важная характеристика, чем свойства грунтов. Если трубопровод будет погружен в грунтовые воды более чем на треть, необходимо провести расчет на всплытие. Так как плотность перекачиваемого нефтепродукта или газа меньше плотности воды, то при определенной глубине погружения трубопровода в воду выталкивающая сила может превысить вес трубы и перекачиваемой нефти (газа), и трубопровод начнет всплывать. Это может вызвать уменьшение глубины заложения трубопровода меньше допустимой, а также вызвать дополнительные напряжения в металле труб. Необходимо учитывать также значительное увеличение коррозионной активности влажных грунтов по сравнению с сухими.

Категория участка трубопровода, то есть характеристика условий прокладки трубопровода, а также показатель категории значимости и обеспечения необходимой безопасности его эксплуатации. Этот показатель важен для выбора метода контроля сварных стыков. В общем случае категория зависит от вида перекачиваемых углеводородов (нефть или газ) и диаметра трубопровода.

Техническая характеристика укладываемых труб есть краткое описание выбранной трубы. Оно включает в себя наружный диаметр и толщину стенки трубы, металл и нормативный документ, согласно которому изготовлена собственно сама труба (сортамент) и техническая характеристика металла труб.

Примеры условного обозначения труб:

-труба с наружным диаметром 219 мм, толщиной стенки 10 мм, немерной длины, обычной точности изготовления, из стали марки Ст4сп, категория стали 1, изготовляется по группе Б ГОСТ 8731 из слитка;

-труба с наружным диаметром 1020 мм, повышенной точности изготовления, толщиной стенки 12 мм, повышенной точности по наружному диаметру торцов, 2-го класса точности по овальности, немерной длины, из стали марки Ст3сп, изготовленной по группе В ГОСТ 10706-76

Марка стали трубы (табл. 1.9) выбирается в зависимости от эксплуатационных параметров трубопровода (табл. 1.8) и класса, типа, вида перекачиваемой нефти (табл.2, 3 и 4 из задания на проектирование). Тип выбирается в зависимости от диаметра и способа изготовления труб:

1 - прямошовные диаметром 159-426 мм, изготовленные контактной сваркой токами высокой частоты;

2 - спиральношовные диаметром 159-820 мм, изготовленные электродуговой сваркой;

3 - прямошовные диаметром 530-1220 мм, изготовленные электродуговой сваркой.

В зависимости от типа трубопровода выбирается класс прочности трубы, характеризующий механические свойства основного металла и зависящий от механических свойств выбранной стали и диаметра трубы (табл. 1.11, 1.12).

 

 

Таблица 1.8 −Трубы из легированной и высоколегированной стали

Предельные эксплуатационные параметры трубопровода	Сталь	Трубы
Pу, кгс/см2	температура, °С	марка	ГОСТ или ТУ	тип	ГОСТ или ТУ
	От -40 до +600	15Х5М	ГОСТ 20072-74	Бесшовные	ГОСТ 550-75
	От -40 до +600	15Х5М-У	ГОСТ 20072-74	Бесшовные	ГОСТ 550-75 ТУ 14-3-457-76 ТУ 14-3-313-74
	От -40* до +570	12Х1МФ	ТУ 14-3-460-75	Бесшовные	ТУ 14-3-460-75
	От -40 до +400	17ГС	ГОСТ 19282-73	Электросварные	ТУ 14-3-109-73
	От -253 до +600	12Х18Н10Т	ГОСТ 5632-72	Бесшовные, холоднодеформ.. и теплодеформ.	ГОСТ 9941-72
От -253 до +700	10Х17Н13М2Т	Бесшовные горячедеформ.	ГОСТ 9940-72

 

Таблица 1.9 –Выбор марки стали трубы

Марка стали	Временное сопротивление разрыву sВ, Н/мм2 (кгс/мм2)	Предел текучести s t, Н/мм2 (кгс/мм2)	Относительное удлинение образца после разрыва ds5,%
Ст2сп	343(35)	216(22)
Ст4сп	412(42)	245(25)
Ст5сп	490(50)	274(28)
Ст6сп	588(60)	304(31)
	353 (36)	216 (22)
	431 (44)	255 (26)
	510(52)	294(30)
	588(60)	323(33)
10Г2	421 (43)	265 (27)
12МХ	412 (42)	245 (25)
20Х	431(44)	-
40Х	657(67)	-
15Х5	392 (40)	216 (22)
15Х5М	392 (40)	216 (22)
15Х5ВФ	392 (40)	216 (22)
12Х8ВФ	392 (40)	167 (17)
1Х2М1	441 (45)	265 (27)
30ХГСА	686(70)	-
15ХМ	431(44)	225(23)
30ХМА	588(60)	392(40)
12ХН2	539(55)	392(40)

Таблица 1.10 − Временное сопротивление стали на разрыв

Расчетная температура стенки, °С	Временное сопротивление стали на разрыв в кгс/мм2 для сталей марок
12Х1МФ	15Х5М	15Х5М-У	17ГС	12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т	08Х22Н6Т
	17,3	14,6	17,6	17,0	16,0	23,0
	-	14,1	17,0	-	15,2	20,0
	-	13,8	16,5	-	14,6	18,6
	-	13,4	16,0	-	14,0	17,5

 

Таблица 1.11 –Выбор класса прочности в зависимости от материала трубы

Класс прочности	Временное сопротивление разрыву sв, Н/мм2 (кгс/мм2)	Предел текучести sr, Н/мм2 (кгс/мм2)	Относительное удлинение d5, %
не менее
К 34	333 (34)	206 (21)
К 38	372 (38)	235 (24)
К 42	412 (42)	245 (25)
К 50	485 (50)	343 (35)
К 52	510 (52)	353 (36)
К 55	539 (55)	372 (38)
К 60	588 (60)	412 (42)

 

Таблица 1.12 –Выбор класса прочности в зависимости от диаметра трубы

Тип трубы	Углеродистая сталь	Низколегированная сталь
класса прочности
К 34	К 38	К 42	К 50	К 52	К 55	К 60
	+	-	+	-	-	-	-
	+	-	+	-	-	-	-
Диаметром от 159 до 377 мм	+	+	+	-	-	-	-
Диаметром от 530 до 820 мм	-	-	-	+	+	+	+
	-	-	-	+	+	-	-

Примечания: 1. Знаки «+» и «-» означают изготовление и не изготовление труб.

 

Контроль сварных стыков. В зависимости от требований к надежности участка трубопровода и соответственно его категории предъявляются требования для определения прочности наиболее слабого места трубопровода – сварных стыков. Метод проверки механических свойств и количество проверяемых сварных швов в зависимости от категории трубопровода представлены в таблице 1.14.

Тип изоляции и ее протяженность. Защита нефтепроводов от почвенной коррозии независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки осуществляется комплексно: защитными изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

Для строительства трубопроводов, прокладываемых траншейным способом, применяются преимущественно трубы с заводским трёхслойным (для всех диаметров труб) или двухслойным (для труб диаметром до 820 мм включительно) полиэтиленовым покрытием нормального исполнении.

Изоляция бывает обычной, усиленной либо особо усиленной (при высокой коррозийности грунтов), соответственно, чем сильнее изоляция, тем больше слоев ленты, краски и т.п. Так же тип изоляции зависит от температуры транспортируемого продукта.Защита от коррозии сварных стыков нефтепроводов осуществляется покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент.

Защитный кожух. Если трасса трубопровода проходит под автомобильной или железной дорогой, то нагрузки, действующие на грунт, соответственно и на прокладываемый в нем трубопровод, значительно возрастают из-за веса проезжающего транспорта. Чтобы исключить эти нагрузки трубопровод заглубляют и прокладывают в защитном футляре (кожухе) – трубе большего диаметра. Длина футляра определяется в зависимости от категории пересекаемой дороги. Концы футляра должны выводиться на расстояние:

а) при прокладке нефтепровода через железные дороги:

от осей крайних путей - 50 м, но не менее 5 м от подошвы откоса насыпи и 3 м от бровки откоса выемки, от крайнего водоотводного сооружения земляного полотна (кювета, нагорной канавы, резерва) - 3 м;

б) при прокладке нефтепровода через автомобильные дороги - от бровки земляного полотна - 25 м, но не менее 2 м от подошвы насыпи. Концы футляров, устанавливаемых на участках переходов нефтепроводов через автомобильные дороги III, III-п, IV-п, IV и V категорий, должны выводиться на 5 м от бровки земляного полотна. Так как футляр представляет собой отрезок прямой трубы, то уложить в него трубу можно только протащив ее с помощью специальных опорно-направляющих колец-центраторов в кожух. Для обеспечения технологии протаскивания диаметр кожуха должен быть на 200 мм больше диаметра основной трубы. На обоих концах футляра должны устанавливаться торцевые уплотнения (манжеты), обеспечивающие герметизацию межтрубного пространства.

 

Таблица 1.13 — Допустимая крутизна откосов траншеи

Грунт	Глубина траншеи, м
до 1,5	1,5	-3,0	3,0	-5,0
угол откоса, град.	уклон	угол откоса, град.	уклон	угол откоса, град.	уклон
Насыпной		1:0,67		1: 1,00		1: 1,25
Песчаный и гравийный		1:0,50		1: 1,00		1: 1,00
Супесь		1:0,25		1:0,67		1:0,85
Суглинок		1:0,00		1:0,50		1:0,75
Глина		1:0,00		1:0,25		1:0,50
Лёссовидный сухой		1:0,00		1:0,50		1:0,50
Песчаный		1:0,25		1:0,57		1:0,75

Засыпку трубопровода в любых грунтах выполняется бульдозерами прямолинейными, косопоперечными параллельными, косоперекрестными или комбинированными проходами. В стесненных условиях строительной полосы, а также в местах с уменьшенной полосой отвода работы должны выполняться косопоперечными параллельными или косоперекрестными проходами бульдозером.

Уклон/расстояния. В этой строке пишется характеристика изгиба трубопровода в вертикальной плоскости. Важность данных в этой строке возрастает с увеличением продольного уклона трубопровода. Определить уклон на плане достаточно сложно, а при уклоне свыше 10°, а иногда и 3º необходимо принимать специальный меры против сползания грунта и как следствие, повреждения трубы или ее изоляции, а также необходимо защищать трубопровод и технику от сползания. Защита от сползания грунта бывает двух типов: устройством противоэрозионных экранов и перемычек.

Способ засыпки траншеи.

Засыпку трубопровода в любых грунтах выполняется бульдозерами прямолинейными, косопоперечными параллельными, косоперекрестными или комбинированными проходами. В стесненных условиях строительной полосы, а также в местах с уменьшенной полосой отвода работы должны выполняться косопоперечными параллельными или косоперекрестными проходами бульдозером.

Расстояние между отметками земли необходимо указывать для удобства разработки траншеи.

План линии – это схема изгибов трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскости с указанием мест вставки отводов, их видом и углом гибки (рисунок 1.14).

Километры. В данной строке подвала указывается километраж с начала трассы трубопровода. При обозначении места положения задвижки или вантуза указывается в км и ПК по трассе.

Таким образом, подвал представляет собой сводную таблицу всех данных, необходимых при выборе труб, их сварке в плеть и контроле сварных стыков, подготовке траншеи и укладке в нее трубопровода на подготовленное дно, методах и материале засыпки. Пример профиля с заполненным подвалом представлен на рисунке 1.15.

Рисунок 1.14 – План линии

 

1.8 Пример прокладки и построения плана трассы трубопровода

 

Исходные данные:

Диаметр трубопровода наружный 426 мм;

Пересекаемые земли – заброшенные рисовые чеки;

Грунты (сверху вниз):

- почва бурая суглинистая

- суглинок лессовидный

- суглинок коричневый, твердый,

Трасса трубопровода проходит по заброшенным рисовым чекам, которые могут быть вновь использованы по назначению, следовательно, глубину заложения принимаем как для орошаемых земель 1,0 м до верха трубы. Пересекаются две коммуникации: кабель связи и высоковольтная линия. По нормам, пересечение высоковольтной линии должно быть подземным и под углом не менее 60 градусов, то есть при построении профиля никаких особых условий прокладки нет. А при пересечении кабеля связи расстояние в свету между ним и верхом трубы нефтепровода должно быть не менее 0,5м и разработка траншеи по 2 м в обе стороны от пересечения должна производится ручную.

Предварительно прокладываем трубопровод и определяем глубину его заложения, рассчитываем уклоны (рис.1.16). Трубопровод имеет 4 точки перегиба и соответственно 5 участков. Рассчитаем их.

1 точка перегиба ПК 0+30.

Вертикальный угол:

Совмещенный угол:

На основании выполненных расчетов, принимаем предварительную прокладку трубопровода, см рисунок 1.15.

 

 

 

 

Рисунок 1.15. – Предварительная прокладка трубыТ

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

Исходные данные для технологического расчета

 

Основными параметрами для технологического расчета являются.

1. Расчетная температура транспортируемой нефти, принимаемая равной минимальной среднемесячной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода с учетом начальной температуры нефти на головных сооружениях, тепловыделений в трубопроводе, обусловленных трением потока, и теплоотдачи в грунт. В первом приближении допускается расчетную температуру нефти принимать равной среднемесячной температуры грунта самого холодного месяца на уровне оси подземного трубопровода. Для трубопровода большой протяженности трасса разбивается на отдельные участки с относительно одинаковыми условиями. В этом случае можно записать

(2.1)

где L – полная протяженность нефтепровода;

l_i – длина i -го участка с относитель