книги / Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов

7.3.2. Сущность и основные параметры комплексной защиты
подземных трубопроводов от коррозии...................................................	665
7.3.3. Контроль защитных потенциалов и определение переходного
сопротивления изоляции............................................................................	670
7.4. Оценка малоцикловой долговечности трубопровода по стадии
зарождения трещины............................................................................................	672
7.5. Расчет остаточного ресурса стенки нефтепровода по характеристикам
циклической трещиностойкости.........................................	675
7.6. Расчет параметров остаточного ресурса в условиях стресс-коррозии..	678
7.6.1. Оценка максимально допустимой глубины стресс-коррозионного
дефекта при рабочем давлении.....................................	678
7.6.2. Определение остаточного ресурса трубопровода с учетом
фактической скорости стресс-коррозионного дефекта..................	680
7.7. Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной
толщине стенки трубы.......................................................................	682
7.7.1. Общие положения и последовательность расчета.......................	682
7.7.2. Расчет отбраковочной толщины стенки для промысловых
трубопроводов................................................................................................	684
7.7.3. Расчет отбраковочной толщины стенки магистральных
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов..............................................	686
7.7.4. Определение отбраковочной толщины стенки магистральных
газопроводов и отводов.............................................................................	688
7.8. Вероятностный расчет остаточного ресурса трубопровода с учетом
общего коррозионно-эрозионного износа стенки трубы............................	689
7.9. Расчет напряженного-деформированного состояния криволинейных
участков трубопроводов, находящихся в эксплуатации..............................	696
7.10. Примеры расчетов.....................................................................................	701
Список литературы..............................................................................................	718
ПРИЛОЖЕНИЯ....................................................................................................	726
Приложение А. Общие данные........................................................................	727
Приложение Б. Геометрические характеристики и масса труб................	743
Приложение В. Характеристики изолированных труб..............................	748
Приложение Г. Перечень технических условий на трубы..........................	749
Приложение Д. Категории участков магистральных трубопроводов.....	772
Приложение Е. Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных
магистральных насосов серии НМ...................................................................	780
Приложение Ж. Коэффициенты Q-H характеристики нефтяных подпорных
насосов серии НПВ..........................................................................	783
Приложение 3. Расчетные разрывные усилия канатов..................................	785
Приложение И. Основные сведения о защитных покрытиях
трубопроводов........................................................................................................	791

Приложение К. Номограмма для определения конечного переходного
сопротивления „труба - земля”...........................................................................	797
Приложение Л. Удельное электрическое сопротивление грунтов..............	798
Приложение М. Этапы, величины давлений и продолжительность
испытаний трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность	800
Приложение Н. Характеристика 1 м длины трубы с балластными
грузами..................................................................................................................	804
Приложение О. Теоретические коэффициенты концентрации напряжений
на дефектах строительного и эксплуатационного
происхождения.......................................................................................................	805
Приложение П. Карты районирования территории Российской Федерации
по климатическим характеристикам....................................................................	807

Издание приурочено к 100-летнему

юбилею со дня рождения

Тарана Владимира Диомидовича

ПРЕДИСЛОВИЕ

Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа - составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом и сырьем. Он является одним из дешевых видов транспорта, обеспечивая энергетическую безопасность страны и в то же время позволяет существенно разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов.

Магистральный трубопроводный транспорт - важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса России. На территории РФ создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов. Протяженность магистральных трубопроводов в России превысила 225 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей - более 155 тыс. км, нефтепроводных - 50 тыс. км, нефтепродуктопроводных - 20 тыс. км. С помощью магистрального трубопроводного транспорта перемещается 100 % добываемого природного газа, 99 % добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтепереработки.

Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефгепроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является

разнообразие природно-климатических и гидрологических			характеристик
местности	вдоль трассы, что требует	значительного	разнообразия
конструктивных и технологических решений		при прокладке и эксплуатации
линейной части трубопроводов.

Многие вопросы технологии строительства нефтегазовых объектов рассмотрены в трудах основоположника специальности «Сооружение газонефтепроводов и хранилищ» профессора, доктора технических наук, заслуженного деятеля науки и техники РСФСР Владимира Диомидовича Тарана.

Большой вклад в разработку научных основ строительства и ремонта объектов трубопроводного транспорта в различных инженерно-геологических условиях внесли В.Л. Березин, П.П. Бородавкин, А.Б. Айнбиндер, А.Г. Гумеров, О.М. Иванцов, А.Г. Камерпггейн, И.И. Мазур, К.Е. Ращепкин, Л.Г. Телегин, Н.Х. Халлыев, В.Л. Харионовский, В.Г. Чирсков, Э.М. Ясин и другие.

В настоящее время в системе добычи и использования энергоносителей, можно выделить три главных направления развития систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа из России: Балтийское, Северное и Восточное.

Строительство нефтепровода Восточная Сибирь Тихий океан (ВСТО) диаметром 1220 мм с рабочим давлением 10 МПа и протяженностью 4188 км, рассчитанного на перекачку 80 млн. т нефти в год, станет самым крупным трубопроводным коммерческим проектом начала XXI века.

Крупнейший проект транспортировки газа на Балтийском направлении - Северо-Европейский газопровод диаметром 1067мм с рабочим давлением 20 МПа, 1089 км которого будет проложено по дну Балтийского моря на глубинах до 180 м, выход на проектную мощность 30 млрд м3 к 2010 году. Указанные трубопроводные трассы по своей технической сложности не имеют аналогов в мировой практике строительного проектирования.

Учитывая старение и высокий износ основных фондов нефтегазотранспортных систем на ближайшие годы поставлены крупномасштабные задачи в области диагностики и ремонта линейной части трубопроводов, позволяющие существенно повысить надежность и безопасность работы трубопроводных магистралей.

Допущенное Министерством высшеш и среднего специального образования СССР в качестве учебного пособия 1-е издание книги Л.А.Бабина, Л.И.Быкова, ВЛ.Волохова «Типовые расчеты по сооружению трубопроводов» вышло из печати в 1979г. и пользуется неизменным спросом не только у студентов, но и у инженерно-технических работников топливноэнергетического комплекса.

В предлагаемом издании учтены положения новых нормативно­ технических документов, существенно расширен круг рассматриваемых задач.

Авторами обобщенны материалы трудов специалистов ВНИИСТа, ВНИИГАЗа, ГУП «ИПТЭР», «Гипротрубопровода», «Гирроспецгаза», РГУНГа им И.М. Губкина, УГНТУ и собственые работы по проектированию, строительству, эксплуатации, диагностике и ремонту линейной части газонефтепроводов.

Авторы

1	КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ
	О МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ
	И ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ,
ГЛАВА	НЕФТЕПРОДУКТОВ И ГАЗА____________

1.1.Назначение, состав, классификация

икатегория магистральны х трубопроводов

Магистральные трубопроводы - это капитальные инженер­ ные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предна­ значенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния природных и искусственных газов (в газообразном или сжиженном состоянии), нефти, нефтепродуктов, воды, твердых и сыпучих тел, взвешенных в потоке воздуха или воды, от мест их добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка).

Всостав магистральных трубопроводов входят:

•нефтеперекачивающие (НПС) и компрессорные (КС) станции;

•емкости для хранения нефти, нефтепродуктов и газа;

•линейная часть трубопровода с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения НПС, КС и т.д.;

•линии электропередачи, установки электрохимзащиты (ЭХЗ);

•противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

•постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль

трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки и т. д.

В настоящее время все вновь строящиеся, а также реконструируемые магистральные трубопроводы и отводы от них условным диаметром до 1400 мм включительно с рабочим давлением 1,2 - 10 МПа должны проектироваться с учетом основных положений строительных норм и правил (СНиП 2.05.06-85* [114]). Эти нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые в городах и населенных пунктах, в районах морских акваторий, на промыслах, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих корро­ зионные воздействия на металл труб или охлажденных до температуры ниже минус 40°С.

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления р

делятся на два класса:	2,5 МПа < р < 10,0 МПа;
класс!

класс II 1,2 МПа < р < 2,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. в зависимости от условного диаметра Dy подразделяются на четыре класса:

класс I 1000мм < Dy < 1200 мм; класс II 500мм < Dy < 1000 мм; класс Ш 300мм < Dy < 500 мм; класс IV Dy < 300 мм.

Чем выше класс трубопровода, тем большую опасность он представляет в случае разрушения, и тем будут большие расстояния от оси трубопровода до близлежащих населенных пунктов, промышленных предприятий, а также отдельных зданий и сооружений, определяемые по табл. 4* [114].

Разделения трассы магистрального трубопровода по категориям. Магистральные трубопроводы проходят по участкам с различным рельефом местности, с различными гидрогеологическими условиями, пересекают водные преграды, автомобильные и железные дороги, электрические подземные кабели и воздушные высоковольтные линии электропередачи, линии связи и т.д. Поэтому в зависимости от условий работы трубопровода, а также для безопасности расположенных вблизи трассы объектов согласно СНиП 2.05.0685* линейная часть (табл. 1.1) и отдельные участки магистральных трубопроводов (приложение Д) подразделяются на пять категорий: В, I, II, Ш и IV. В каждой категории предъявляются определенные требования к прочности трубопровода, к контролю качества сварных соединений, предварительным гидравлическим испытаниям и типам изоляционного покрытия (табл. 1.1, табл. 1.2).

Категорийность линейной части магистральных трубопроводов и их участков зависит от вида транспортируемого продукта и условного диаметра трубопровода.

Категорийность линейной части и отдельных участков промысловых трубопроводов приведена в ведомственных строительных нормах СП-34-116-97 [125].

Таблица 1.1

Категории магистральных трубопроводов_____________

		Категория трубопровода
	Назначение трубопровода	при прокладке
		подземной	наземной и
			надземной
	Для транспортирования природного газа:
	а) диаметром менее 1200 мм	IV	III
	б) диаметром 1200 мм и более	111	III
	в) в северной строительно-климатической зоне	III	III
	Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:
	а) диаметром менее 700 мм	IV	III
	б) диаметром 700 мм и более	III	III
	в) в северной строительно-климатической зоне	III	III

				Таблица 1.2
	Требования, предъявляемые к участкам различных категорий
	____________ магистральных трубопроводов			__________________
		Коэффициент условий	Количество монтаж­
	Категория	работы трубопровода	ных сварных соеди­	Величина давления
		при расчете его на	нений, подлежащих	при испытании и
	трубопровода		контролю физичес­	продолжительность
		прочность, устойчи­
	и его участка	вость и деформатив-	кими методами,	испытания
		ность т	% общего	трубопровода
			количества

В0,60

I	0,75	Принимается по СНиП 111-42-80* [123]
II	0,75
III	0,90
IV	0,90

Пр им еч а ни е. При испытании трубопровода для линейной его части допускается повышение давления до величины, вызывающей напряжение в металле трубы до предела текучести с учетом минусового допуска на толщину стенки.

1.2. Конструктивные решения магистральны х трубопроводов

Основной составляющей магистрального трубопровода является линейная часть - непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная по трассе тем или иным способом.

В настоящее время существуют следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полуподземная, наземная и надземная. Выбор той или иной схемы прокладки определяется условиями строительства и окончательно принимается на основании технико-экономического сравнения различных вариантов.

Подземная схема укладки является наиболее распространенной (98% от общей протяженности) и предусматривает укладку трубопровода в грунт на глубину, превышающую диаметр труб (рис. 1.1).

При подземной укладке достигается максимальная механизация работ всех видов, не загромождается территория и после окончания строительства используются пахотные земли, отсутствует воздействие солнечной радиации и атмосферных осадков, трубопровод находится в стабильных температурных условиях. Однако на участках с вечномерзлыми, скальными и болотистыми грунтами данная схема укладки является неэкономичной из-за высокой стоимости земляных работ. Кроме того, необходимость специальной балластировки (особенно газопроводов) на участках с высоким стоянием грунтовых вод и надежного антикоррозионного покрытия от почвенной коррозии значительно удорожает стоимость строительства.

Рис. 1.3. Надземные схемы прокладки линейной части магистрального трубопровода:

а - трубопровод с компенсаторами; б - трубопровод в виде зигзагообразного самокомпесирующего контура; в - упругоискривленный самокомпенсирующий трубо­ провод; г - трубопровод со слабоизогнутыми участками; 1 - трубопровод; 2 - про­ межуточная продольно-подвижная опора; 3 - неподвижная опора; 4 - П-образный компенсатор; 5 - промежуточная или скользящая опора; 6 - шарнирная опора; 7 - сво­ бодно-подвижная опора; 8 - слабоизогнутый участок (компенсатор)