89.Проверка общей устойчивости подземных трубопроводов

4.3 Проверка общей устойчивости трубопровода

Для глинистого грунта принимаем Сгр=20 кПа, φгр=160, γгр=16800 Н/м3 по таблице 4.3 источника [1, стр.112].

Находим внутренний диаметр по формуле (2), площадь поперечного сечения металла трубы и осевой момент инерции:

0,04176 м2 (31)

2,61·10-3 м4 (32)

Продольное осевое усилие в сечении трубопровода найдем по формуле:

 (33)

6843651 Н

Нагрузка от собственного веса металла трубы по формуле:

 (34)

где nc. в. - коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса, равный 1,1; γм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали γм = 78500 Н/м3; Dн, Dвн - соответственно наружный и внутренний диаметры трубы.

3114,17 Н/м.

Нагрузка от веса нефти, находящегося в трубопроводе единичной длины:

9615,493 Н/м; (35)

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:

 (36)

где Kип, Коб - коэффициент, учитывающий величину нахлеста, для мастичной изоляции Kип=1; при однослойной изоляции (обертке) Kип (Kоб) =2,30;

δип, ρип - соответственно отлщина и плотность изоляции;

δоб, ρоб - соответственно отлщина и плотность оберточных материалов;

Для изоляции трубопровода лентой и оберткой “Полилен” (толщина δип=δоб=0,635 мм, плотность ленты “Полилен” ρип=1046 кг/м3, плотность обертки “Полилен” ρип=1028 кг/м3) имеем:

108,14 Н/м.

Таким образом, нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемой нефтью определится по формуле:

12837,8 Н/м;

Среденее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом найдем по формуле:

 (37)

где nгр - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта, принимаемый равным 0,8;

γгр - удельный вес грунта, для глины γгр=16800 H/м3;

h0 - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта;

qтр - расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода;

18359,15 Па;

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины по формуле:

 (38)

96782,87 Па;

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины определим по формуле:

 (39)

28105,68 Па;

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков в случае пластической связи трубы с грунтом находим по формуле:

 (40)

21,053М;

Находим произведение:  3,55МН;

Получили 6,84 < 21,053 MH - условие общей устойчивости выполняется. Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

,

(41)

где k0 = 25 МН/м3 - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии.

256,114 МН;

230,5 МН;

6,84 < 230,5

В случае упругой связи трубопровода с грунтом общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.

90. Виды ремонтных работ на трубопроводах.

Ремонт линейных сооружений в зависимости от назначения, характера и объема подразделяется на текущий и капитальный. В случаях повреждения трубопровода с потерей герметичности проводится аварийный ремонт.

Текущий ремонт (ТР) - минимальный по объему и содержанию вид ремонта, осуществляемый в процессе эксплуатации и заключающийся в систематически и своевременно проводимых работах по предупреждению преждевременного износа линейных сооружений, устранению мелких повреждений и неисправностей. Текущий ремонт подразделяется на профилактический, количественно и качественно определенный и планируемый заранее по объему и выполнению, и неплановый - по фактическому техническому состоянию, определяемый в процессе эксплуатации и осмотров.

Капитальный ремонт (КР) - наибольший по объему и содержанию вид ремонта, который производится при достижении предельных величин износа в линейных сооружениях и связан с разборкой, восстановлением и заменой изношенных или неисправных составных частей сооружений. К этому виду ремонта относятся: замена дефектных участков трубопровода и антикоррозионной изоляции, запорной арматуры; устранение дефектов труб нефтепровода; прокладка нового дюкера; берего- и дноукрепительные работы на водных переходах; сооружение защитных кожухов на пересечениях с железными и шоссейными дорогами; ремонт и восстановление защитных противопожарных сооружений, земляных дамб на переходах через овраги; ремонт блок-постов и т.п.

Капитальный ремонт линейных сооружений проводят без остановки и с остановкой перекачки.

Таким образом, линейная часть магистрального трубопровода по конструкции и условиям эксплуатации является уникальной технической системой, для которой весьма затруднена выработка универсальных рекомендаций по выбору рациональной стратегии технического обслуживания. К тому лее имеются сложности в точной и полной оценке ее фактического технического состояния.

В состав работ по техническому осмотру входят: визуальный осмотр и контроль за состоянием трассы; выявление утечек нефти и выхода ее на поверхность земли, внешних ситуационных изменений в охранной зоне, опасных для нормального функционирования нефтепроводов, неисправностей линейных сооружений и причин их появления; определение и уточнение объемов работ для проведения текущего и капитального ремонта; проверка готовности объектов к эксплуатации в паводковый и осенне-зимний периоды и т.д.

В состав работ по текущему техническому обслуживанию линейных сооружений, кроме вышеперечисленных, входят: устранение незначительных размывов нефтепроводов; отвод ливневых и талых вод; очистка водоотливных каналов; удаление растительности под нефтепроводом (при надземной прокладке) и внутри ограждений; очистка колодцев от мусора, грязи; удаление снега внутри ограждений; проведение водолазных осмотров и обследований переходов нефтепроводов через водные преграды, овраги; спуск воды из амбаров защитных противопожарных сооружений; приведение в порядок надписей на плакатах, указателях и т.д.

Основа обеспечения сохранности и работоспособности линейной части - текущий ремонт.

К текущему ремонту относятся следующие работы: ликвидация мелких повреждений земляного покрова над нефтепроводом, устройство и очистка водоотводных канав, укрепление оврагов в охранной зоне, вырубка кустарника, очистка внутренней полости трубопровода от парафина, грязи, воды и удаление воздуха; проверка состояния изоляции трубопровода шурфованием и измерением потенциала труба — земля, ревизия и ремонт запорной арматуры, связанный с заменой сальников, смазка; ремонт колодцев, ограждений береговых укреплений переходов трубопроводов через водные преграды; подготовка линейных объектов нефтепровода к эксплуатации в осенне-зимних условиях, в период весеннего паводка; устранение мелких повреждений, причиненных паводком, работы по обеспечению и сохранению аварийного запаса труб; окраска линейных сооружений и т.п.

При назначении сроков проведения ремонтных работ исходят из фактического технического состояния и величины наработки по каждому линейному сооружению, учитывают специфические условия, влияющие на состояние линейной части в зависимости от климатических, геологических и других особенностей.

Данные, полученные на основании контрольных диагностических обследований, испытаний и технических осмотров, систематизируются и используются в качестве основы для планирования ремонтных работ. При этом составляется перечень первоочередных, не терпящих отлагательства ремонтных работ.

Аварийные ремонтные работы по ликвидации отказов магистральных нефтепроводов требуют незамедлительного выполнения. При построении системы ремонта в первую очередь следует исходить из необходимости обеспечения работ по ликвидации отказов в кратчайшие сроки, снижения тяжести последствий, наносимых растекающейся нефтью поверхностным и грунтовым водам, сельскохозяйственным угодьям и т.д. Аварийные ситуации, возникающие на действующем нефтепроводе, носят разнообразный характер, отличаясь по виду, местоположению и тяжести последствий, поэтому применяемые методы и технические средства выбираются с учетом необходимости ликвидации всех возможных аварий и их последствий.

При ремонте "по состоянию" сроки вывода в ремонт трубопровода и объемы работ определяются не заранее, как среднестатистические величины, а индивидуально для каждого участка нефтепровода путем анализа данных о его техническом состоянии, полученных во время диагностических обследований.

Дальнейшие пути обеспечения надежности и повышения эффективности эксплуатации МН состоят в организации и производстве ремонтно-восстановительных работ по результатам технического диагностирования, организации контроля технического уровня эксплуатационных параметров объекта, полном выявлении и формирующихся, и накопленных дефектов, классификации их, прогнозировании технического состояния объектов магистральных нефтепроводов.