sbornik_FTT_2015_1__1

281

2.SAP2000® Integrated Finite Element Analysis and Design of Structures. STEEL DESIGN MANUAL. -Computers and Structures, Inc. Berkeley, California, USA. Revision May 2000. - 161 pp.

3.Chilton J. SPACE GRID STRUCTURES // Produced by Plant a tree. GreatBritain, 2000.

УДК 622.692.4.074.2

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КРИТИЧЕСКОГО ПРОДОЛЬНОГО СЖИМАЮЩЕГО УСИЛИЯ ДЛЯ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДОВ

К.В. Кожаева, Ф.М. Мустафин, УГНТУ, г. Уфа

Для инженера-трубопроводчика очень важно сохранить устойчивое положение подводного трубопровода в процессе его монтажа и дальнейшей эксплуатации. Согласно [1], под устойчивым состоянием подводного трубопровода понимается такое состояние, при котором он будет находиться в покое в заранее заданном (проектном) положении при самой неблагоприятной комбинации нагрузок, стремящихся вывести его из этого положения. К таким нагрузкам можно отнести выталкивающую Архимедову силу, горизонтальную и вертикальную составляющие гидродинамического воздействия потока, силы упругости трубопровода и др. Наибольший интерес для инженера-трубопроводчика представляют сжимающие продольные силы, возникающие при изменении температурного режима или давления перекачиваемого продукта.

В нормативно-технической документации не встречается расчет подводного перехода трубопровода на устойчивость от воздействия продольных сил, а имеется только проверка устойчивости трубопровода против всплытия. Но дело в том, что после сооружения подводного перехода трубопровода к нему присоединяют береговые участки магистрального трубопровода, вследствие чего на него начинает воздействовать продольное усилие, которое определяется температурным перепадом, а во время испытаний и после введения трубопровода в эксплуатацию и изменением давления. Поэтому проведение проверки трубопровода на устойчивость от продольных

284

ходимо было сравнить усилия, возникающие на прямом отрезке трубы и отрезке трубы с дугообразным компенсатором.

Приведем сравнение полученных экспериментальных данных продольных напряжений, возникающих от температурного перепада, для прямого отрезка трубы с хомутом и отрезка трубы с дугообразным компенсаторомдля разных диаметров труб, в частности 76х8 мм, 89х6 мм, 114х8 мм:

- труба 76х8мм:

Огпо^ = з,22 =		1 5 3	раза;
&тахК	2,1
- труба 89х6мм:
1™*. =	3,68 =	i , 4 9	раза.
& т а х К	2,47
- труба 114х8 мм:
Огпо^ = 235 =		1,38 раза.

В результате сравнения можно сделать вывод, что дугообразный компенсатор вызывает снижение напряжений по длине трубы, следовательно, меньшее значение напряжений передается на подводный участок трубопровода, что в комплексе снижает риск аварийной ситуации.

Предложенная конструкция компенсатора была запатентована и рекомендована к использованию на практике [1].

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Патент №141422 РФ. Мустафин Ф.М., Куценко К.В. и др. Дугообразный

компенсатор для трубопровода. Опубл. 10.06.14 // БИ. - 2014, №16.

УДК 622.692.4.004.67

АНАЛИЗ МЕТОДОВ РЕМОНТА ДЕФЕКТОВ И ДЕФЕКТНЫХ СЕКЦИЙДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Е.С. Кондаков, Г.С. Шарнина, УГНТУ, г. Уфа

Трубы магистральных нефтепроводов имеют множество дефектов, которые являются причиной отказов магистральных нефтепроводов[1,2]. Отказы наносят большой экономический ущерб из-за потерь продукта и нарушения непрерывного процесса производства и могут сопровождаться загрязнением

285

окружающей среды, возникновением пожаров и человеческими жертвами. Своевременное обнаружение дефектов, оценка степени их опасности и при необходимости ликвидация их путем ремонта, а так же определение остаточного ресурса дефектных нефтепроводов являются важной задачей. В докладе проанализированы методы ремонта дефектных секций и отдельных дефектов магистральных нефтепроводов. Выбор методов ремонта дефектных участков нефтепроводов проводится исходя из следующих основных требований:

-в результате ремонтных работ должна быть восстановлена работоспособность дефектного участка трубопровода;

-методы ремонта должны отвечать требованиям безопасности работ при ремонте и последующей эксплуатации нефтепроводов;

-ремонт должен быть эффективным, т. е. обеспечена максимальная безопасность нефтепровода.

Согласно [1], для ремонта дефектных секцийи отдельных дефектов магистральных нефтепроводов могут применяться следующие методы выборочного ремонта в зависимости от вида дефекта, параметров дефектов и их взаимного расположения: шлифовка, заварка, установка ремонтной конструкции, вырезка.

Шлифовка используется для ремонта секций труб с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа «потеря металла», расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа «аномалии сварного шва». При шлифовке путем снятия металла должна быть восстановлена плавная форма поверхности, снижена концентрация напряжений. Заварка используется для исправления дефектов стенки трубы типа «потеря металла» с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа "аномалии поперечного сварного шва".

На нефтепроводах возможно применение большого многообразия ремонтных конструкций: композитные, галтельные, приварные (обжимная, необжимная) муфты и патрубки. В случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода в сочетании с различными видами дефектов, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепро-

286

вода при установке муфт (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией), экономической нецелесообразности установки муфт из-за чрезмерной длины дефектного участка применяется вырезка дефекта независимо от размера дефекта. При этом способе ремонта участок трубы с дефектом («катушка») должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной «катушкой».

Для таких дефектов, как вмятины и гофры, устанавливается допустимая глубина Hz, при превышении которой необходима вырезка дефектов [1].

Вырезка дефектов также рекомендуется:

-для секций с коррозионным повреждением, в которых общая площадь всех потерь металла глубиной более 0,8 мм равна или превышает 15% от площади наружной поверхности секции, рекомендуется вырезка дефектов;

-для дефектов геометрии трубы, таких как вмятина и гофр, в сочетании:

-с дефектами стенки трубы (потеря металла, механическое повреждение, расслоение с выходом на наружную или внутреннюю поверхность трубы), размеры которых равны и более 50% толщины стенки;

-с трещиной глубиной равной и более 50% толщины стенки трубы, а также равной и более 20% толщины стенки трубы и длиной равной и более 0,5Dn;

-с дефектом поперечного, продольного или спирального сварного шва при глу-

бине дефекта шва равной и более 50% толщины стенки трубы, а также равной и более 20% толщины стенки трубы и длине равной и более 0,5Dn.

Вырезка рекомендуется для дефектов стенки трубы, таких, как потеря металла, уменьшение толщины стенки, механическое повреждение типа «риска»на внешней поверхности трубы глубиной 90% и более толщины стенки трубы; глубиной 70% и более толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы равной и более у/Д~1 ,на внутренней поверхности трубы - глубиной 50% и более толщины стенки трубы или длиной вдоль оси трубы не менее (10,5 м - 3,3Dn).

Дефектные сварные стыки при наличии пор, несплавлений, шлаковых включений, подрезов подлежат вырезке при глубине дефекта более 90% толщины стенки трубы; с суммарной длиной по окружности трубы более 0,6 дли-

287

ны окружности трубы при глубине 70% и более толщины стенки трубы. Для трещиноподобных коррозионно-механических дефектов вырезка рекомендуется независимо от размера дефекта.

Своевременное обнаружение и устранение дефектов позволяет получить большой экономический эффект и повысить промышленную безопасность магистральных нефтепроводов.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 . РД 23.040.00-КТН-090-07. Классификация дефектовиметоды ремонта де-

фектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов [Электронный ресурс] - URL:http://snipov.net/c_4684_snip_115572.html.

2. РД 23.040.00-КТН-269-08 «Методика интерпретации дефектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов».

УДК 627.034

СИСТЕМА ВСЕСЕЗОННЫХ СТАЦИОНАРНЫХ БОНОВЫХ ЗАГРАЖДЕНИЙ ПЕРЕМЕННОЙ ПЛАВУЧЕСТИ НА ПЕРЕХОДАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ - «СТАБОНЗА»

Р.Н. Кунафин, Т.Р. Кунафин, УГНТУ, г. Уфа

Применение даннойсистемы возможнодля оперативной локализации разливов нефти и нефтепродуктов на переходах магистральных трубопроводов (МТ) через реки в любое время года, в т.ч. при наличии ледового покрова.

Для решения поставленной задачи предлагается разработка системы всесезонных стационарных боновых заграждений переменной плавучести (далее система «Стабонза»).

Основой конструкции системы «Стабонза» является полиэтиленовая труба, проложенная вдоль стального троса с берега на берег (см. рис. 1) ниже по течению реки от перехода МТ.