sbornik_FTT_2015_1__1

310

эксплуатации и частых остановок перекачки. Напрашивается вывод, что при проектировании таких участков недоучтены какие-то силы, вызывающие потерю устойчивости. При проектировании подводных переходов выполняют проверку условия устойчивости против всплытия, методика которой отражена во многих нормативных документах. Данное условие устойчивости заключается в проверке неравенства (1):

1

Q-акт — Т Qnctc	( 1 )
^н.в.

гдеQcкт - суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх (выталкивающая сила воды, нагрузка от упругого отпора при свободном изгибе трубопровода, воздействия гидродинамического потока воды), Н; Qnctc-

суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (вес трубопровода: вес металла трубы, изоляции, футеровки, вес балластировки), Н; кнв - коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода против всплытия.

Также при проектировании подводных трубопроводов проверяют условие устойчивости трубы против смятия под действием внешнего гидростатического

давления воды.

Однако в нормативно-технической документации отсутствует расчет подводного перехода трубопровода на устойчивость от воздействия продольных сил S. 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 необходима проверка условия устойчивости подводного перехода трубопровода от действия

продольной силы, которое выражается неравенством (2):

S — тЫкр,

(2)

где m - коэффициент условий работы трубопровода;

- продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

311

При невыполнении условия устойчивости подводного перехода трубопровода от действия продольной силы нужно принимать следующие меры по обеспечению устойчивости:

1. Применение компенсирующих устройств (Г, П, Z-образные, сильфонные, телескопические и др).

2.Установка на трубопровод стабилизирующих устройств по обоим берегам перехода, например, бетонные или линзовые стабилизирующие устройства по патентам кафедры СТ УГНТУ [1,2].

3.Увеличение балластировки трубопровода.

4.Увеличение заглубления трубопровода, засыпка привозным грунтом, обладающим большими значениями величин удельного веса, угла внутреннего трения и сцепления, например, закрепленными гидрофобизолированными грунтами [3,4].

5.Применение упругоизогнутых S-образных компенсирующих устройств, например, по патентам кафедры СТ УГНТУ [5,6].

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Мустафин Ф.М., Файрузов В.М., Чэнь Цюнь, Мустафин Т.Р., Мамлиев Э.В., Нуриахметов Э.И., Бахтигареев А.А., Терехов Д.А. Стабилизатор продольных перемещений трубопровода // Патент РФ № 116947, 2012 г.

2.Мустафин Ф.М., Файрузов В.М., Чэнь Цюнь, Мустафин Т.Р., Мамлиев Э.В., Нуриахметов Э.И., Бахтигареев А.А., Терехов Д.А. Линзовый стабилизатор продольных перемещений трубопровода // Патент РФ № 116958, 2012 г.

3.Мустафин Ф.М., Спектор Ю.И., Квятковский О.П., Гамбург И.Ш., Колтунов Г.И., Рафиков С.К. Способ закрепления трубопровода // Патент РФ № 2184299, 2002 г.

4.Мустафин Ф.М. Сооружение и ремонт трубопроводов с применением гидрофобизолированных грунтов. - М.: Недра, 2003. - 234 с.

5.Мустафин Ф.М., Гаскаров А.И., Нафиев Р.Х., Веселов Д.Н., Спектор Ю.И., Хасанов Р.Р. S-образный компенсатор для трубопровода // Патент РФ № 95059, 2010 г.

313

Внутренняя оболочка заполняется флегматизирующей средой через гибкие трубки, выходящие через крышу за пределы резервуара.

Внешняя оболочка, покрытая твёрдым материалом в месте соприкосновения со стенкой, давит на стенку и срезает мягкие отложения на стенке резервуара. Изменяя давление во внутренней оболочке, можно изменять давление на стенку и регулировать степень очистки, повышать степень герметизации зазора. При определённом давлении можно зафиксировать положение понтона (плавающей крыши) на любой высоте над днищем резервуара, что позволяет вести очистные работы на днище.

Создавая разряжение внутри оболочки, можно установить требуемый зазор между стенкой резервуара и понтоном и производить выпуск требуемого количества воздуха скопившегося под днищем понтона в процессе его заполнения. Гибкие трубки выходят через пространство над понтоном из резервуара, складываются или расправляются при движении понтона. В случае возгорания (взрыва) паровоздушной газовой смеси над понтоном, трубки разрушаются, и флегматизирующий газ, содержащийся внутри эластичной оболочки, выходит из неё и подавляет горение.

Применение данной конструкции уплотнительного затвора позволит значительно улучшить эксплуатационные характеристики понтонов, снизить пожароопасность резервуаров, уменьшить расходы на ремонт. Конструкция затвора является простой, содержит небольшое количество деталей, поэтому является надёжной и недорогой.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1.Мустафин Ф. М. Резервуары для нефти и нефтепродуктов: том 1. Кон-

струкция и оборудование: учебник для вузов / Ф. М. Мустафин, Р.А. Жданов,

М.Г. Каравайченко и др. - СПб.: Недра, 2010. - 480 с. ]

2.Пат. № 2514483 РФ. Уплотняющийся затвор мягкого типа для понтонов резервуаров /А. М. Шаммазов, А. С. Собачкин, Ф. М. Мустафин и др.- М.: Роспатент, 2014,- Бюл. №12 от 27.04.2014 .

314

УДК 621.643

РАЗРАБОТКА ПРАКТИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

О.С. Тараевский, Ивано - Франковский национальный технический университет нефти и газа, г. Ивано - Франковск, Украина

Ответственные металлоконструкции нефтегазовых объектов, в частности промысловые нефте — и газопроводы, применяемые для добычи и транспортировки нефти и газа, зачастую работают в экстремальных климатических (изменение температуры в интервале +40...-50°С) и природно-геологических условиях, контактируя с коррозионно-агрессивными продуктами; их разрушение сопровождается крупными материальными и экологическими потерями. Поскольку основу трубопроводного строительства составляют сварочномонтажные работы, в значительной степени определяющие надежность сооружаемых объектов, то в реальных трубопроводных конструкциях появление трещины наиболее часто обусловлено наличием сварных соединений. Поэтому к качеству монтажной сварки при сооружении таких объектов предъявляются очень высокие требования.

Такие дефекты, как непровары, подрезы, шлаковые и неметаллические включения и пустоты в сварном шве обусловливают зарождение микротрещин и их интенсивное развитие вплоть до разрушения, что в конечном итоге приводит к аварийным утечкам перекачиваемого продукта.

О влиянии отрицательных температур воздуха при сварке трубопроводов на увеличение количества образовавшихся трещин и пор известно из литературы и практики. Вероятность образования трещин при этом повышается в связи с увеличением остаточных напряжений и количества растворенного в металле водорода.

Анализ данных показывает, что основными причинами разрушений промысловых трубопроводов являются: холодные трещины, образующиеся преимущественно в ОШЗ сварного соединения; питтинговая и канавочная коррозия; дефекты сварных швов и дефекты, вызванные нарушениями требований

315

руководящих технических документов к сварочно-монтажным и изоляционным работам и условиями эксплуатации трубопроводных систем.

Обобщение причин разрушений сварных соединений трубопроводов позволило выделить главную их них — образование холодных трещин в зоне термического влияния (ЗТВ) в связи с повышенной склонностью её к хрупкому разрушению.

Известно, что немаловажное значение на качество сварных швов и их трещиностойкость имеет содержание газов, в частности, водорода в наплавленном металле. Его влияние проявляется как в ухудшении механических характеристик сварных швов, так и в образовании остаточных дефектов в виде пор микротрещин, горячих и холодных трещин, которые неустранимо снижают работоспособность сварных соединений и их стойкость против образования холодных трещин и коррозионного разрушения. Особенно неблагоприятное влияние водорода на трещиностойкость проявляется, когда сварка трубопроводов осуществлялась при отрицательных температурах.

Из практики известно, что в наибольшей степени на работоспособность и надежность сварных трубопроводов из стали повышенной прочности, особенно при эксплуатации в условиях низких температур (до -60°С), оказывают холодные трещины, образующиеся, как правило, в околошовной зоне (ОШЗ) сварных соединений. Причем наиболее опасным местом с точки зрения зарождения холодных трещин является корневой шов.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Грудз В.Я. Обслуживание газотранспортных систем: Учеб.пособие /

В.Я. Грудз,Д.Ф. Тымкив, Е.И. Яковлев. - К.: УМК ВО, 1991. - 160с.

2. Галиуллин З.Т.Интенсификация магистрального транспорта газа./ З.Т Галиуллин, Е.В Леонтьев - М.:Недра, 1991,272с.

316

УДК 622.692.4

ВЫЯВЛЕНИЕ ПОТЕНЦИАЛЬНО-ОПАСНЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ

М.Б. Тагиров, Р.М. Аскаров, ООО «Газпром трансгаз Уфа», г. Уфа

Для поддержания безопасной эксплуатации и надежной работы магистральных трубопроводов (МТ), актуальным является своевременное выявление потенциально-опасных, с точки зрения напряженно-деформированного состояния (НДС), участков.

Согласно [1] максимальные суммарные продольные напряжения, возникающие в прямолинейном или упругоизогнутом трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формуле

	<р = м^ц - aELT ± ои,	(1)
где ^	-коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуас-
сона); а -	коэффициент линейного расширения металла трубы, град_1;ДГ	-

температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; Е - параметр упругости(модуль Юнга), МПа; аи - изгибные напряжения, МПа окНц - кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного внутреннего давления.

Анализ формулы (1) показывает, что первые две ее составляющие (рабочее давление^ и температурный перепад ДТ) относятся к параметрам эксплуатации т.е. проектным значениям. В этом (как и в большинстве случаев), фактором, способным на конкретном участке вызвать напряжения выше допустимых, является высокий уровень изгибных напряжений (третья составляющая форму-

лы (1)).Изгибные напряжения аи согласно [1] рассчитываются по формуле
-и = t ,	(2)

где DH - наружный диаметр трубы, м; р - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, м;

Из формулы (2) следует, что чем меньше радиус упругого изгиба, тем больше изгибные напряжения.

319

При использовании интерполяционных полиномов уравнение изогнутой оси участка трубопровода описывается многочленом четвертой степени относительно продольной координаты.

Предварительная обработка результатов геодезической съемки пространственного положения трубопровода проводится с целью уменьшения влияния погрешности измерений на последующую расчетную оценку уровня НДС МГ.

Расчетные координаты оси надземного перехода находятся при подста-

новке дискретно измеренных значений в полиномиальное уравнение:
у = - 1 ( " 6 ) х 4 + 8( _ 5 ) Х3 + 7(_5)Х2 - 0,1011* +	1,5986(2)
Составлена программа расчета НДС по формуле (1) (первичная оценка).
Контрольный расчет, при необходимости, проводится по формуле
<р = М^ц - aELT ± ои,	(3)

Таким образом ,данная методика позволяет выявлять ПОУ МГ с непроектным радиусом упругого изгиба и проводить оценку их фактического НДС.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Свод правил 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы» - М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. - 97 с.

2.Инструкция «По определению по данным геодезической съемки фактического напряженно-деформированного состояния участков газопроводов...», М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2007 - 88 с.