sbornik_FTT_2015_1__1

290

УДК 622.692.4.074.3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОБХОДИМОЙ ВЕЛИЧИНЫ ПРИГРУЗКИ ТРУБОПРОВОДА С УЧЕТОМ ПРОДОЛЬНЫХ УСИЛИЙ

А.А. Лукманов, УГНТУ, г. Уфа

Влияние продольного растягивающего усилия препятствует изгибу трубопровода. Трубопровод не прилегает ко дну траншеи, из этого следует высокая вероят-

ность потери устойчивости и всплытия трубопровода[1].

Для обеспечения устойчивости и предотвращения аварий необходимо ис-

пользовать дополнительную пригрузку на вогнутых участках трассы. Пригрузка обеспечит прилегание трубопровода ко дну водной преграды, а значит безопасную эксплуатацию перехода. Анализируя существующие зависимости и учитывая различные факторы, рассчитывается необходимый вес пригруза [2].

Для решения данной задачи используется дифференциальное уравнениеиз-

гиба четвертого порядка [3]. EJvIV- Nv" = q. (1)

N-характеризует продольное усилие которое в зависимости от знака может

быть "±" растягивающим или сжимающим.

Решение уравнения (1) позволяет получить зависимости между весом трубопровода с продуктом и балластом(пригрузом)д,продольным растягивающим усили-

ем N, и наибольшим прогибом трубопровода Vmax,которые		представлены ниже [2].
Vmax — JJ • V(2)
1 / 1	c o s h a - l \
где-v —— ( -	——); ( 3)
az \2	a sinh a J
& — kl; k —
l-длина изгибаемого участка
Необходимая величина веса трубопроводаq с учетом		веса продукта, веса при-

груза и выталкивающей силы для обеспечения прилегания трубопровода, рассчитывается по следующей формуле:

q — Ц.f ЯШ4)

	291
Изгибающий момент в сечении наибольшего прогиба определяется:.
М — ql2 • ш, (5)
где^ - параметр изгибающего момента.
" — ( — - и г - )	(6)
а \ а s i n h a z
Анализируя зависимость	(3), (6) и параметр кможно заметить, что k характе-
ризует продольное усилие N,следовательно, что изменение параметра а — к1, при

постоянной длине изгибаемого участка, приводит к изменению^ Из всего вышесказанного следует, что увеличении продольного усилия ведет к уменьшению наибольшего прогиба v m a x , изгибающего момента М,и к увеличению необходимой величины веса трубопровода q.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Гумеров А.Г. и др. Техническая эксплуатация подводных переходов трубо-

проводов / А.Г. Гумеров, Х.А. Азметов, Р.С. Гумеров. - М.:Недра, 2003.-346 с.

2. Дудников Ю.В., Азметов Х.А. Анализ балластировки подводного перехода трубопровода через водные преграды // НТЖ "Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. -Уфа, 2012-Вып 3 (89).-С. 96-101.

2. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. - М.: Наука, 1970. - 544 с.

УДК 622.692.23-034

ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСПОКОИТЕЛЕЙ ДЛЯ ПОНТОНОВ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ В СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ

И.Э. Лукьянова, В.Ю. Синельников,УГНТУ,г. Уфа

Для того чтобы минимизировать потери нефтепродуктов от испарений, часто применяются простые и эффективные устройства, получившие название понтонов.

Следует отметить, что резервуар с понтоном способен снизить вызываемые топливным испарением потери примерно до 98%. Это значит, что затраты, понесенные на приобретение и установку понтона, довольно быстро окупаются, но имеются случаи отказов понтонов. Таким образом, повышение эксплуатационной надежности понтонов РВС является актуальной задачей.

292

Одним из направлений повышения надежности эксплуатации РВСП является повышение остойчивости понтонов благодаря использованию успокоителей [1]. Успокоители увеличивают площадь плавающего покрытия и содержат продукт, который при динамических воздействиях на понтон увеличивает инерционное сопротивление плавающего покрытия, но практически не ухудшают характеристики плавучести.

Возможность использования успокоителей для стальных понтонов была доказана в работе [2]. Были определены оптимальные размеры успокоителей Т- образного типа [3].

В наше время имеется тенденция к увеличению использования понтонов из алюминия в резервуарах типа РВС. Как показала практика промышленного производства и эксплуатации понтонов из алюминия, этот тип плавающего покрытия обладает лучшими характеристиками по сравнению со стальными и неметаллическими понтонами.

Вопросы использования успокоителей для понтонов из алюминиевых сплавов были рассмотрены в [4]. В статье освещается апробация различных конструктивных схем несущего каркаса понтонов из алюминиевых сплавов. За основу взят алюминиевый понтон поплавкового типа традиционной конструкции с параллельным расположением несущих балок каркаса. Для выполнения требований прочности предложено конструктивное решение с расположением несущих балок радиально [5]. Использование успокоителей для неметаллических понтонов осложнено их низкими прочностными характеристиками, поэтому предлагается устанавливать устройства для повышения остойчивости на металлическом каркасе, форма которого соответствует конструктивным особенностям неметаллических понтонов.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Пат. № 2302365 РФ. Плавающее покрытие для резервуара [Текст] Мустафин

Ф.М., Лукьянова И.Э., Рябинин В.П. (РФ) Опубл. 10.07.2007 // Бюл. № 19 - 7с. 2. Лукьянова В.А. Определение оптимальных размеров успокоителей для понтонов стальных вертикальных цилиндрических резервуаров [Электронный ре-

293

сурс] / В.А. Лукьянова, И.Р. Кузеев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2013. - №5. - C. 289-300. Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/LukyanovaVA/ LukyanovaVA_1.pdf.

3.Пат. на полезную модель № 111118 РФ. Плавающее покрытие для резервуара [Текст] / Мустафин Ф.М., Лукьянова И.Э., Лукьянова В.А. (РФ); Опубл. 10.12.2011 // Бюл. №34. - 2с.

4.Якшибаев И.Н. Сравнение прочностных характеристик понтонов из алюминиевых сплавов различных несущих конструкций для вертикальных стальных резервуаров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья.

-2014. - №3 - С. 19-24.

5.Пат. на полезную модель № 146047 РФ. Алюминиевый понтон поплавкового типа [Текст] / Якшибаев И.Н., Лукьянова И.Э., Мустафин Ф.М. (РФ); Опубл. 27.09.2014 // Бюл. №27. - 3с.

УДК 622.692.4.053:532.5

ДИНАМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ПОТОКА ПЕРЕКАЧИВАЕМОГО ПРОДУКТА НА УСТОЙЧИВОСТЬ ТРУБОПРОВОДА

Р. Ф. Мустафина, Ф.М. Мустафин, УГНТУ, г. Уфа, А.Ю. Машин, ООО "Строймонтажсервис ", г. Уфа

На магистральных трубопроводах в первые годы эксплуатации встречаются случаи выхода подземных трубопроводов из проектного положения на вогнутых, выпуклых участках или на подводных переходах. В основном это происходит из-за недоучтенных при проектировании сжимающих или растягивающих продольных напряжений. Однако в практике проектирования трубопроводов до сегодняшнего дня не рассматривалось возникновение гидродинамических или газодинамических сил на криволинейных участках трубопроводов и воздействие потока перекачиваемого продукта на сам трубопровод. Нас больше интересуют повороты осей трубопроводов в вертикальной плоскости, а в особенности участки выпуклостей, так как именно на таких поворотах гидродинамическое или газодинамическое воздействие направленно вверх и стремится

295

где а - угол поворота оси трубопровода, град; R - радиус поворота оси трубопровода, м; S - площадь проходного сечения трубопровода, м2; рпр - плотность перекачиваемого продукта, кг/м3; ф - угол поворота трассы трубопровода, в пределах которого рассматривается данное воздействие, град; DeH - внутрен-

ний диаметр трубопровода, м;

9

ац

V^

(3)

Величина ац, м / с , определяется по формуле:

——,

г/

г/

^

где v - средняя скорость потока продукта в трубопроводе, м/с.

Следовательно, силы

гидродинамического

или

газодинамического воз-

действия:

~

n2D*HRpnpa

v2

n2D2HPnp

av2

(4)

Fpd —

—<

R

^—.

7 2 0°

720°

v

7

Пример расчета для конкретного участка нефтепровода: DH

= 1220 мм, 5

= 16,5 мм,

DeH — 1187 мм, а= 15°, v — 3,0 м/с, рпр

= 876 кг/м3, R = 1000 м:

и

- и

- и

-

ж2ввнРпраУ2

_

Я 2

1,1872

-876 15°^3,02 _

п

т т

Гг.д.1

— Гг.дЗ

— ?гидр

—

—

— 2 2 8 1 , 7

Н

Нормативное значение интенсивности гидродинамического или газоди-

намического воздействия

потока

перекачиваемого

продукта на

трубопровод

н

н

Fг д

Fг д

л2Р%н Рпрах>2

79П °

—

q;d, - определяется как: q;д — -д

—

-Л

—

W

м

L

——а

1 8 0 °

1 8 0 °

	ПИ2н pnpV*	(5)
	4R
	где L - длина трубопровода на участке поворота, м.
	БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Мустафин Ф.М., Абзгильдин Р.Р., Файрузов В.М. Гидродинамическое

игазодинамическое воздействие потока перекачиваемого продукта на трубопровод // Трубопроводный транспорт 2012. Материалы VIII Международной научно-практической конференции.- Уфа: УГНТУ, 2012.- с.263-264.

2 .СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 2013. - 92 с.

3.Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов: Учеб. пособие.- Санкт-Петербург: Недра, 2011. - 748 с.

296

УДК 621.774.21

АКТУАЛИЗАЦИЯ НОРМАТИВНОЙ БАЗЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Ф.М. Мустафин, С.М. Файзуллин, УГНТУ, г. Уфа, Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Б.С. Файзуллин, ООО «Газпром трансгаз Уфа», г. Уфа

При расчете магистральных газопроводов на прочность по СП 36.13330.2012 характеристикой их несущей способности является расчетное сопротивление, определяемое исходя из предела прочности металла труб.

Расчетное сопротивление определяется по формуле:

R1=m R ^ k *	(1)
где m - коэффициент условий работы;

RiK- нормативное значение предела прочности металла трубы; kiкоэффициент безопасности по материалу;

кн- коэффициент безопасности по ответственности трубопровода.

Значение коэффициента условий работы в СП 36.13330.2012 уточнено

для современных трубопроводов по сравнению со значениями в СНиП 2.05.06-

*

85 .

Нормативное значение предела прочности металла труб и значение коэффициента безопасности по материалу заводами, выпускающими трубы, гарантируются.

Более строгого логического обоснования с учетом фактических конструкционных и эксплуатационных параметров ответственности трубопровода требует значение коэффициента безопасности по ответственности трубопровода.

Как известно, от значений диаметра, рабочего давления, категорийности и доступности к диагностике зависит уровень ответственности отдельного участка, в частности величина допустимой эффективной энергии, отнесенной к единице длины, от которой в свою очередь зависит подвижка дислокаций и аккумуляция энергии упругой деформации, вызывающая локальное упрочнение и охрупчивание металла особенно в местах концентрации напряжений.

297

С учетом изложенного значение коэффициента надежности по ответственности трубопровода кн, от которого зависит значение толщины стенки или запас прочности трубопровода, целесообразно определять с использованием зависимости:

кн = квд-(1+ Kпдм•p2•D3•m),

(2)

где ккд -коэффициент доступности к диагностике, ккд=ккд1 при отсутствии возможности внутритрубной диагностики труб, т.е. при отсутствии узлов запуска и приема устройств для внутритрубной диагностики, (перемычки между магистралями трубопроводов в многониточных коридорах, трубопроводы на узлах подключения компрессорных или насосных станций, многониточные подводные переходы трубопроводов без узлов запуска и приема внутритрубных диагностических снарядов, технологические трубопроводы НС и КС), ккд= ккд2 при наличии возможности внутритрубной диагностики труб после ремонта и в процессе эксплуатации (магистральные участки трубопроводов расположенные между узлами запуска и приема устройств для внутритрубной диагностики);

кпдм- коэффициент определяемый с учетом опыта эксплуатации магистральных трубопроводов в России математической обработкой таблицы значений

коэффициентов надежности по ответственности трубопроводов	по СП
36.13330.2012;

p - значение рабочего давления в трубопроводе, МПа,; D - значение номинального диаметра трубопровода, м;

m - коэффициент условий работы на ремонтном участке в соответствии со СП 36.13330.2012.

298

УДК 621.774.21

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СООРУЖЕНИЯ И РЕМОНТА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПЕРЕСЕЧЕННОЙ МЕСТНОСТИ

Ф.М. Мустафин, С.М. Файзуллин, УГНТУ, г. Уфа, Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Б.С. Файзуллин, ООО «Газпром трансгаз Уфа», г. Уфа

Основной особенностью трубопроводного строительства и ремонта в настоящее время является увеличение их объемов при одновременном сокращении времени на выполнение работ. В связи с этим выдвигается требование повышения темпа строительно-монтажных работ за счет совершенствования организационных форм строительства, применения прогрессивной технологии и высокопроизводительной строительной техники. Эти общие направления технической политики в области строительства и ремонта магистральных трубопроводов без изменения переносятся на работы (как на составную часть строительного комплекса), выполняемые с целью устройства поворотов трубопровода на участках, где изменяется его направление, а также в случае его сооружения и ремонта на пересеченной местности.

Согласно п. 8.4.2 СП86. 13330.2012. выполнение сварных косых стыков в полевых условиях запрещается. Поэтому на поворотах трубопроводов, на участках, где изменяется его направление, а также в случае его сооружения и ремонта на пересеченной местности обычно используют отводы холодного гнутья.

Продукцией трубогибочного производства служат кривые колена, которые вывозят на трассу и вваривают в нитку трубопровода. В настоящее время кривые колена изготовляют преимущественно механизированным способом на специальных трубогибочных станках. Хотя трубогибочное оборудование непрерывно совершенствуется, из трубогибочного процесса еще не исключен субъективный фактор — опыт машиниста, от которого в значительной степени зависит качество трубогибочных работ. Это объясняется тем, что для изготовления кривых колен используют те же трубы, что и для сооружения прямых участков трубопровода. По характеру деформирования под действием внешних

299

нагрузок эти трубы относят к тонкостенным, склонным к образованию гофр и местной потере устойчивости в зоне сжатых волокон. В связи с этим при гибке труб требуется особо внимательно следить за поведением изгибаемой трубы, не допуская образования гофр и изломов, так как в противном случае труба оказывается не пригодной для дальнейшего использования.

Трубогибочные работы занимают в строительном комплексе особое место, обусловленное тем, что по существу заводской процесс упругопластического деформирования трубы перенесен на строительную площадку, а для управления этим процессом обслуживающий персонал должен получить дополнительные знания в области металлообработки.

В последнее время выявлено, что отводы холодного гнутья становятся местом проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением (ПКРН).

С учетом изложенного целесообразнее применять симметричные косостыковые отводыс углом реза трубы 0,5-1,5 градуса, поворотом одной из половин на 180 градусов вокруг продольной оси с суммарным изломом до 1-3 градусов на каждом стыке вместо отводов холодного гнутья, ибо такие косостыковые отводы по прочности, технологии изготовления и монтажа, сложности изоляции выгодно отличаются ототводов холодного гнутья, особенно при ремонте газопроводов на пересеченной местности и проявлении коррозионного растрескивания под напряжением.

УДК 622.692.23.034.14

АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИИ СБОРНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Т.Р. Насибуллин,М.Г. Каравайченко, УГНТУ, г. Уфа

В настоящее время при разработке месторождений, хранении и ликвидации аварий, связанных с разливом нефти и нефтепродуктов, а также при ликвидации загрязнений хронического характера появилась необходимость в применении сборных конструкций.