Файл: Необходимо провести.pdf

23
(
)
Определим расстояние между пригрузами:
(4.37)
где:
– средняя масса одного пригруза, кг.
Определим число пригрузов руслового участка:
(4.38)
Выполним расчеты для пойменного участка:
(4.39)
В результате был выбран утяжелитель: УБО–М–820
[ТУ-4834-004-55721815-2008]
Технические характеристики утяжелителей УБО–М–820:
L – 1500мм, B – 550мм, H – 1100мм.

определим расстояние между пригрузами:
(
)

определим число пригрузов:

24
5.
Выбор способа укладки трубопровода и
силовой расчет
укладки
Основными параметрами укладки подводного трубопровода в проектное положение протаскиванием по дну подводной траншеи являются усилие протаскивания , параметры тягового троса и параметры тяговых средств.
Расчетное усилие протаскивания определяется исходя из следующего условия:
(5.40) где:
– коэффициент условий работы тяговых средств, принимаемый равным
= 1,1 – при протаскивании лебедкой;
= 1,2 – при протаскивании тягачами;
– предельное усилие протаскивания трубопровода, Н.
Предельное усилие протаскивания трубопровода определяется по следующему выражению:
{
}; (5.41) где:
– предельное усилие протаскивания при трогании трубопровода с места, Н;
– предельное усилие протаскивания при установившемся движении трубопровода, Н;
– предельное усилие протаскивания после временной остановки протаскивания (на время более 1 часа), Н.
Рассчитаем указанные предельные усилия протаскивания:

25

Трогание трубопровода с места (по грунтовой дорожке).
Усилие протаскивания трубопровода при трогании с места определяется по формуле:
; (5.42) где:
– угол внутреннего трения грунта.
– общий вес забалластированного трубопровода в воздухе, Н, равный:
(5.43)
– сопротивление трубопровода сдвигу, обусловленное сцеплением грунта, Н, равное:
(5.44) где:
– объемный вес грунта, кг/м
3
;
– сцепление грунта;
– длина части окружности пригруза, которая погружена в грунт, м.
√(
)
(
)
(5.45)
= 2
√
– пассивный отпор грунта, вызванный врезанием в него неровностей забалластированного подводного трубопровода, Н;
При протаскивании трубопровода с гладкой поверхностью или обетонированного трубопровода
=0. Пассивный отпор грунта определяется по формуле:
*
(
)
(
)+; (5.46) где: – длина протаскиваемого трубопровода, м;

26
– вес погонного метра трубопровода в воздухе с учетом веса изоляции и футеровки, Н/м;
–
–
– ю
(
(
)
(
))
Р

Установившееся движение трубопровода.
Усилие протаскивания трубопровода при установившемся движении определяется по формуле:
(5.47)

Трогание трубопровода с места после временной (более одного часа) остановки протаскивания.
Усилие протаскивания трубопровода с места после временной остановки протаскивания определяется по формуле:
; (5.48) где
– общий вес забалластированного трубопровода в воде, Н, равный:
(5.49)

27
– интенсивность присоса трубопровода ко дну подводной траншеи,
Н/м
3
. В суглинках и плотных глинах
=0,3 кН/м
3
, в вязких глинах
=0,6 кН/м
3
;
– ю
(5.50)
для пригрузов 2УТК-820; для пригрузов УБО-М-820;
– пассивный отпор грунта в воде, Н, равный:
*
(
)
(
)
(
)+; (5.51) где:
– внутренний диаметр трубопровода, м;
– плотность воды, принимаемая по данным изысканий, кг/м3;
– средний объем одного пригруза, м3;
– длина одного пригруза вдоль оси трубопровода, м;
– сцепление грунта в воде (принять
).
(
(
)
(
))
Рассчитаем
В результате расчета получим:
{ };

28
Наибольшей нагрузкой является нагрузка при протаскивании трубопровода с места.
После нахождения предельного усилие протаскивания трубопровода производится подбор тяговых средств. Максимальное тяговое усилие, развиваемое подобранными тяговыми средствами, должно отвечать условию:
; (5.52)
При протаскивании трубопровода лебедкой (Марка ЛП-1 max
Тяговый трос подбирается в зависимости от его разрывного усилия по ГОСТ 7668-80:
; (5.53) где
– коэффициент условий работы, равный 1,1;
– коэффициент надежности по нагрузке от тягового усилия, принимаемый равным
=2 при протаскивании по грунту и
=1,3 при протаскивании по специальным спусковым дорожкам;
– коэффициент однородности троса, равный для нового троса 1,0 и для изношенного в пределах установленных норм 0,8;
– коэффициент тросового соединения с трубопроводом.

29
Расчет якорей для закрепления лебедок при протаскивании
подводных трубопроводов

Проверка на устойчивость якоря от вырывания при действии вертикальных сил осуществляется по следующему выражению:
(5.54) где:
– масса грунта котлована, кг;
– сила трения анкера по бревенчатой стенке, Н;
– коэффициент устойчивости якоря (принимается
= 2);
– усилие в тяге якоря, Н. Усилие в тяге якоря соответствует расчетному усилию протаскивания подводного трубопровода с учетом коэффициентов перегрузки и динамичности, т.е. равное
(5.55)
– угол наклона грузовой тяги якоря к горизонту, град.
(
) (5.56)
Неизвестные величины в выражении могут быть найдены по следующим формулам:
(5.57)
(5.58) где: и – размеры котлована, м;
– глубина заложения анкера, м;
– длина анкера, м;
– объѐмная масса грунта, кг/м
3
(принимается в среднем γ=1500 кг/м
3
);
– коэффициент трения анкера по бревеначатой стенке (принимается для дерева =0,5, для стали =0,45).
Таким образом, выполним первую проверку на прочность:

30
В результате расчета первая проверка на прочность пройдена.

Рассчитываем удельное давление на грунт от действия горизонтальных сил:
[
] (5.59)
Все расчеты находятся в допуске. где: – высота вертикального щита, м;
– количество брѐвен или труб, соприкасающихся со стенкой котлована;
– коэффициент уменьшения допускаемого давления, учитывающий неравномерность смятия (принимается =0,25);
[
] – допускаемое удельное давление на грунт данной категории при расчѐтной глубине заложенного анкера, Па, для супеси пластичной средней прочности выбираем [
]

Рассчитаем якорь на прочность с двумя тягами:
Определяем максимальный изгибающий момент в анкере:
(5.60) где: – расстояние от конца анкера до точки крепления, м.
Находим усилие, сжимающее анкер:
(5.61)
где – угол между тягой и направлением усилия , град.

31
Проверяем анкер на прочность при его изгибе и сжатии, задаваясь диаметром брѐвен или стальных труб и их количеством:
(5.62)
где: – суммарная площадь сечения брѐвен или труб, м
2
(для брѐвен
/ , для стальных труб определяют в зависимости от диаметра, толщины стенки труб и их количества);
(5.63)
– суммарный момент сопротивления сечения брѐвен или труб, м
3
(для брѐвен
/ , для стальных труб определяют по действующей нормативно-технической документации).
(5.64)
Проводим проверку на прочность:
Был выполнен расчет заглубленного горизонтального якоря, необходимого для обеспечения устойчивости тяговой лебедки в процессе протаскивания подводного трубопровода, а также самостоятельно выбран тип заглубленного анкера и количество тяг.
Для якорения тяговой лебѐдки будет применяться облегчѐнный заглубленный якорь из 2 брѐвен диаметром 0,5 м и длиной 10 м. Размеры котлована для якоря: , .
Проверка на прочность выполнена, условие соблюдается.

32
6. Расчет гидравлических испытаний на прочность и
герметичность подводного перехода
Согласно [7], заданный газопровод относится к 1 категории. Поэтому согласно п.19.5 [9], испытание на прочность и герметичность проводится в 3 этапа:

Первый этап – испытание гидравлическим способом после сварки на стапеле или площадке, но до изоляции (только участки, укладываемые с помощью подводно-технических средств) для трубопроводов.
Таблица – 6 Основные параметры испытаний
Параметр
Значение
Гидравлический способ
Проверка на прочность
Проверка на герметичность
Время для осмотра, ч
1 2
Давление, МПа
12,25 9,8
Продолжительность, ч
6 12
Скорость подъема давления, МПа/ч
0,02 0,02
График гидравлических испытаний изображен на рисунке 1
Рисунок 1 – График гидравлических испытаний

33
Основные элементы:
1. заполнение газопровода водой и подъем давления наполнительными агрегатами;
2. подъем давления до Pисп опрессовочными агрегатами;
3. снижение давления.

Второй этап – испытание гидравлическим способом после укладки, но до засыпки для трубопроводов.
При укладке дюкера в траншею в створ подводного перехода на трубопровод действует гидростатическое давление, которое на разных высотных отметках трубопровода – разное.
Таким образом, рассчитаем разницу давлений в верхней и в нижней точке трубопровода:
; (6.73)
Таблица – 7 Основные параметры испытаний
Параметр
Значение
Пневматический способ
Проверка на прочность
Проверка на герметичность
Время для осмотра, ч
3 8
Давление, МПа
12,25 9,8
Продолжительность, ч
12 12
Скорость подъема давления, МПа/ч
0,02 0,02
Разница давлений между верхней и нижней точкой газопровода ∆P, МПа
0,0045
Графи к гидравлических испытаний изображен на рисунке 2.

34
Рисунок 2 – График гидравлических испытаний
Основные элементы:
1. заполнение газопровода водой и подъем давления наполнительными агрегатами;
2. подъем давления до Pисп опрессовочными агрегатами;
3. снижение давления;

Третий этап – одновременно с прилегающими участками.
Рассчитаем разницу давлений в верхней и в нижней точке трубопровода:
Таблица – 8 Основные параметры испытаний
Параметр
Значение
Гидравлический способ
Проверка на прочность
Проверка на герметичность
Время для осмотра, ч
6 24
Давление, МПа
12,25 9,8
Продолжительность, ч
24 12
Скорость подъема давления, МПа/ч
0,02 0,02

35
Разница давлений между верхней и нижней точкой газопровода ∆P, МПа
0,005
График гидравлических испытаний изображен на рисунке 3
Рисунок – 3 График гидравлических испытаний
Основные элементы:
1. заполнение газопровода водой и подъем давления наполнительными агрегатами;
2. подъем давление до Pисп опрессовочными агрегатами;
3. снижение давления;

36
7. Анализ существующих методов механической защиты
антикоррозионного покрытия и металла трубопровода от
воздействий
Защита изоляционного покрытия магистрального трубопровода от механических повреждений производится футеровочной полимерной рейкой.
Футеровочная рейка обеспечивает защиту изоляционному покрытию трубопроводов:
1. при протаскивании трубопроводов через водные среды;
2. при монтаже колец предохранительных диэлектрических, используемых для протаскивания трубопровода в рабочем состоянии через футляр (кожух) в процессе сооружения подземных переходов через водные преграды, железные или автомобильные дороги, включая те, для которых применяется метод наклонного бурения по типу "труба в трубе";
3. при балластировке газопровода утяжелителями чугунными кольцевыми типа УЧК и утяжелителями железобетонными кольцевого типа УТК.
Рисунок 4- Защита магистрального трубопровода футеровочной рейкой

37
Рисунок 5 - Полимерная футеровочная рейка
При защите магистрального трубопровода в качестве основных материалов используются: профиль футеровочный "Нефтегаз".
При балластировке трубопровода железобетонными или чугунными пригрузами футеровка выполняется сплошной на весь участок установки пригрузов.
Для этого профили "НЕФТЕГАЗ" собираются в пакеты шириной 200-
800 мм. Под газопровод, уложенный на инвентарные лежки укладывают стропы или мягкие полотенца и на них собирают пакеты профиля, присоединяя друг к другу. На мягкие полотенца рекомендуется уложить диаметра трубопровода количества профилей.
Рисунок 6 - Схема сборки и сечения профиля
Нормами предусмотрена футеровка трубопроводов деревянными рейками с целью защиты изоляционного покрытия от повреждений при укладке трубопроводов через водные преграды. При строительстве подводных переходов применяется как сплошная, так и несплошная футеровка (рис. 6). Сплошная футеровка производится, когда трубопровод протаскивается по дну подводной траншеи. Несплошная футеровка (в

38 сечении) применяется при опускании трубопровода на дно подводной траншеи для перекладки его и поддерживания кранами.
Для трубопроводов диаметром до 426 мм применяются рейки длиной 2 м, сечением 20×50 мм, а св. 426 мм — 30×60 мм. Рейки прикрепляются к трубопроводу хомутами (скрутками) из 6-миллиметровой проволоки, которые устанавливаются через 1 м. Количество реек зависит от диаметра трубопровода. Перед футеровкой трубопровод должен быть уложен на подкладки.
Рисунок 7 – Футеровка деревянными рейками
Наружное многофункциональное одно/многослойное защитное покрытие на основе армированной (стальной арматурный каркас и/или фибра) композитной смеси с применением полимерных и инертных материалов, цемента, нано-компонентов, пластификаторов - ЗУБ-СТУ.
Обеспечивает гарантированную защиту стальных, полимерных и композитных труб и деталей трубопроводов от механических повреждений, наружных механических нагрузок и воздействий.

39
Рисунок 8 – Покрытие ЗУБ-СТУ
ЗУБ-Композит - наружное многофункциональное защитное покрытие на основе композитной смеси с применением полимерных материалов, нано- компонентов, пластификаторов, цемента и инертных материалов в стальной оцинкованной оболочке.
Рисунок 9 – Покрытие ЗУБ-Композит
Данное покрытие обладает:
1) высокая экономическая эффективность при строительстве и эксплуатации;
2) полное отсутствие рисков повреждения трубопровода;
3) повышенная стойкость конструкции к механическим, климатическим и другим внешним воздействиям;
4) обеспечение минимального радиуса изгиба трубопровода;