Реконструкция нефтепровода Хадыженск-Псекупская-Краснодар, Ду200/250/300,км 20-47

Нефтепровод на всем протяжении прокладывается подземно на глубине не менее 0,8 м от верха трубы, на пахотных участках глубина трубопровода не менее 1 м, заглубление принято согласно пункту 5.1 СНиП 2.05.06-85*.

При пересечении водных преград заглубление трубопровода принято на 1м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла пересекаемой водной преграды

На переходах трубопровода через водные преграды предусматривается установка пригрузов в соответствие требованиям 05 «Ведомственные строительные нормы и правила по использованию балластирующих устройств при проектировании и строительстве магистральных нефтепроводов».

3.1.3 Линейная часть

Начало проектируемого участка нефтепровода «Хадыженск-Псекупская-Краснодар» ПК 0 соответствует 20 км существующей трассы (точка подключения к сварному стыку катушки линейной задвижки запроектированной ЗАО «НИПИ «ИнжГео», шифр проекта 1791), конец проектируемого нефтепровода ПК 268+45,8 соответствует км 46,8 (км47) существующей трассы (точка подключения к узлу переключения задвижек.

Протяженность проектируемого участка трубопровода составляет 26484,4 м, в том числе 138 м-участки консервации трубопровода при переходе под автодорогой.

Основными критериями выбора трассы являются:

- минимизация ущерба, причиняемого окружающей среде;

- стремление к максимальному использованию существующего коридора коммуникаций;

- обеспечение надежности на весь период эксплуатации.

Расстояние между проектируемым участком нефтепровода и существующими коммуникациями в коридоре принимается минимальным, согласно СНиП 2.05.06-85*, с целью сокращения площади отводимой земли под технологический коридор коммуникаций.

3.1.4 Пересечения с коммуникациями

Пересечения проектируемого участка нефтепровода с коммуникациями предусматриваются с соблюдением требований, СНиП 2.05.06-85*, СНиП II-8980* и Технических условий владельцев коммуникаций, при этом нефтепровод прокладывается ниже существующих подземных коммуникаций с обеспечением расстояния в свету не менее 0,6м, угол пересечения принят не менее 60.

При пересечении кабелей связи проектом предусматривается заключение их в стальную трубу диаметром 108х5 ГОСТ 10704-91, длиной, равной ширине траншеи плюс 1,5 м на каждую сторону, для чего вырезается одна четверть трубы, большая часть кожуха подводиться под кабель вырезом вверх, сверху устанавливается меньшая часть защитного кожуха и скручивается проволокой.

Пересечения проектируемого нефтепровода с линиями электропередач должны осуществляться в соответствии с ПУЭ МинЭнерго России в присутствии представителя эксплуатирующей организации.

Земляные работы по 2 м в каждую сторону от оси пересечения с подземными коммуникациями производить вручную в присутствии представителей организаций, эксплуатирующих данные коммуникации.

Ведомости пересечений трассы проектируемого трубопровода с существующими подземными коммуникациями, автодорогой и водотоком представлены в таблице 3.1

3.1.5 Пересечение нефтепровода с существующими автодорогами

Пересечения проектируемого участка нефтепровода с автодорогами осуществляются с соблюдением требований СНиП 2.05.06-85* и Технических условий владельца автодорог.

Переходы под автомобильными дорогами с усовершенствованным покрытием выполняются закрытым способом.

Заглубление трубопровода под автодорогами принято согласно СНиП 2.05.06-85* и составляет:

1. для автодорог с усовершенствованным покрытием - 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей защитного футляра;

2. для полевых грунтовых автодорог - 1,4 м от верха покрытия дороги до верхней образующей трубопровода.

Переходы проектируемого нефтепровода через грунтовые и полевые автодороги предусматривается производить открытым, (в траншее) способом.

Участки трубопровода, прокладываемые на переходах через автомобильные дороги с усовершенствованным покрытием, прокладываются под углом 90°, в защитном кожухе из трубы 530Х5 по ГОСТ 10705-80 с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием тип 4 толщиной не менее 3.5 мм.

Для защиты изоляции трубопровода при протаскивании через защитный кожух на трубопровод устанавливаются опорно-направляющие кольца с шагом 6м в комплекте с сегментами металлическими, диэлектрическими опорами и защитными прокладками.

Изоляция сварных стыков кожуха предусмотрена термоусаживающимися манжетами.

После установки концевых манжет проводится проверка герметичности межтрубного пространства сжатым воздухом давлением 0,01 МПа в течение 6 часов. При этом потеря давления в результате изменения температуры воздуха не должна превышать 1%.

Технологическая схема на прокладку трубопровода через автомобильную дорогу методом продавливания представлена на рисунке 1.



Рисунок 1 -- Технологическая схема на прокладку трубопровода через автомобильную дорогу.

1- масляный насос; 2 - установка для продавливания; 3 - рабочий котлован; 4 - дренажный насос; 5 - ограждение; 6 - полотно дороги; 7 - дренажная канава; 8 - приемный котлован; 9 - упорная стенка; 10 - опорный пакет; 11- гидравлические домкраты; 12 - направляющие рамы; 13 - монтажный приямок с углублением для стока вод; 14 - кожух; 15 - нож; 16 - лестница;17 - знаки безопасности, 18 - шпунтовая доска толщиной не менее 0,05м с направляющими из двутавра с подкосами.

3.1.6 Пересечение с водными преградами

Трасса проектируемого нефтепровода пересекает следующие водные преграды, представленные в таблице 3.4

Таблица 3.4- Ведомость пересечения естественных и искусственных водных преград

№№ п/п	Наименование водотока	Местополо-жение по трассе перехода, км	Пикет	Плюсовка	Отметка уровня воды в межень, м БС 77 г.	Ширина в межень, м	Средняя глубина в межень, м	Средняя скорость течения в межень, м/с
1	2	4	8	9	10	11	12	15
1	Балка	20,1	1	34	98,83	6,00	0,08	0,04
2	Балка	20,6	6	48	пересыхает	-
3	Балка	22,0	20	53	пересыхает	-
4	Балка	23,0	29	74	158,76	1,4	0,02	0,03
5	Балка Цице	23,4	33	89	156,71	2,35	0,02	0,02
6	Балка	24,2	42	0	пересыхает	-
7	Балка	25,1	51	11	156,78	3,60	0,04	0,01
8	Балка	25,5	54	96	пересыхает	-
9	б. Глубокий Яр	26,2	61	71	143,08	1,14	0,03	0,09
10	Балка	27,0	69	58	пересыхает	-
11	Балка	27,7	77	37	пересыхает	-
12	Балка	28,8	88	40	пересыхает	-
13	Балка	29,2	91	78	пересыхает	-
14	р. Марта	29,6	95	71	112,68	7,80	0,30	0,017
15	Балка	31,4	113	71	пересыхает	-
16	Ур. Скотское Кладбище	31,9	118	80	пересыхает	-
17	Балка	32,5	124	76	пересыхает	-
18	р. Апчас	36,0	160	5	87,26	6,95	0,90	0,017
19	р. Шкелюк	37,3	173	44	84,09	4,10	0,70	0,04
20	Балка	37,8	178	27	86,54	1,11	0,02	0,05
21	Балка 1 пересеч	38,3	183	25	пересыхает	-
22	Балка 2 пересеч	38,6	186	45	пересыхает	-
23	б. Харламова	39,3	193	30	пересыхает	-
24	Балка Яр	40,3	202	84	88,96	0,41	0,08	0,24
25	Балка Шевцовый Яр	42,4	224	37	пересыхает	-
26	Балка Кинина	44,4	244	47	пересыхает	-
27	Ерик Дудкин	45,2	251	66	39,52	2,64	0,25	0,01
28	Ерик Межевой (протока реки Псекупс)	45,3	254	37	пересыхает	-

Необходимость балластировки трубопровода для обеспечения его устойчивого положения, а также конструкция балластировки, определяется в зависимости от конкретных условий участка трассы трубопровода, характеристики грунтов, уровня грунтовых вод и схемы прокладки трубопровода с учетом требований по экономному расходованию строительных материалов и полным использованием прочностных характеристик грунта.

1. При пересечении рек и водных преград заглубление трубопровода принято на 1 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла пересекаемой водной преграды

На переходах трубопровода через водные преграды предусматривается установка пригрузов в соответствие требованиям «Ведомственные строительные

нормы и правила по использованию балластирующих устройств при проектировании и строительстве магистральных нефтепроводов»

Шаг расстановки пригрузов указан на профилях и определен расчетом.

Исходные данные для расчета балластировки

Диаметр трубы, м - D=0,325.

Толщина стенки трубопровода, м - t=0,008 (от ПК94 до ПК97 t=0,010).

Плотность металла трубы, кг/м³ - с_м=7850.

Плотность воды с учётом взвешенных частиц

и растворённых в ней солей, кг/м³ - с=1100 .

Ускорение свободного падения, м/с² - g=9,81.

Толщина изоляции, м - t_изол=0,0022.

Коэффициент пористости грунта - е=0,45

Коэффициент надёжности устойчивости

положения трубопровода против всплытия, k_н.в =1,05.

Коэффициент надёжности по нагрузке для железобетонных

грузов - n_б=0,9

Средняя плотность бетона, кг/м³ - с_бет=2300.

Плотность грунта, кг/м³ - г_s=1784.

Коэффициент надёжности по нагрузке (грунту) - n_гр=0,8

Коэффициент надёжности по назначению - _n=1,2

Коэффициент, характеризующий призму - k=0,325

Угол внутреннего трения - _гр= 23градус=0,401радиан

Сцепление грунта, кг/м² - С_гр=300

Коэффициенты из СНиП 2.05.06-85*

Коэффициент надёжности по собственному весу трубы n=0,95.

Данные, взятые из профиля:

Участок ПК0 - ПК1+83.54

Глубина траншеи на участке, м - Н₁= 1,13

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в1=-0,15

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₁=0,968

Участок ПК2+55.53 - ПК3+15.96

Глубина траншеи на участке, м - Н₂= 1,56

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в2=-0,17

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₂=1,398

Участок ПК6+24.10 - ПК6+70.99

Глубина траншеи на участке, м - Н₃= 1,17

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в3=-0,85

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₃=1,008

Участок ПК54+73.71 - ПК55+21.47

Глубина траншеи на участке, м - Н₄= 1,68

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в4=-0,45

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₄=1,518

Участок ПК61+60.68 - ПК62+20.53

Глубина траншеи на участке, м - Н₅= 2,24

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в5=-1,9

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₅=2,078

Участок ПК77+12.14 - ПК77+50.01

Глубина траншеи на участке, м - Н₆= 1,83

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в6=-1,04

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₆=1,668

Участок ПК95+4.87 - ПК97+13.28

Глубина траншеи на участке, м - Н₇= 2,62

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в7=-3,44

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₇=1,668

Определение нормативной интенсивности балластировки.

Величина нормативной интенсивности балластировки (вес в воде) определяется по формуле:

(1)

где q_в - расчётная погонная выталкивающая сила воды, кг/м, определяется по формуле:

(2) Подставив, известные данные в формулу (5), получим:

, (3)

где q_тр - погонный вес трубопровода, определяется по формуле:

Подставив известные данные в формулу (6), получим:

,

Подставив исходные данные в формулу (4), получим:

,

Величина нормативной интенсивности балластировки для бетонных утяжелителей (вес на воздухе) определяется по формуле:

(4)

Расчет балластировки кольцевыми утяжелителями типа УТК

Подставим известные данные в формулу (8):

,

Расстояние между утяжелителями в свету равен:

где Q_УТК - вес одного утяжелителя, кг. Для 2-УТК-325-12 Q_УТК =558кг;

l_УТК - длина утяжелителя, м. Для 2-УТК-325-12 l_УТК =1,2м.

Подставив известные данные в формулу (9), получим:

,

Расстояние между утяжелителями в свету принимаем L_п2=5,2м, соответственно шаг между пригрузами (расстояние между осями) принимаем L_{ш УТК}=6,4м.

Расчет удерживающей способности грунта.

Удерживающая способность грунта определяется по формуле:

(6)

Изучая исходные данные, приходим к выводу, что наиболее неблагоприятные условия для трубопровода на участке ПК0 - ПК1+83.54, где наименьшая глубина траншеи и весь грунт может быть под водой. Исходя из этих соображений для расчёта принимаем:

Глубина траншеи на участке, м - Н= 1,13

Расстояние от верха засыпки до уровня воды на участке, м - h_в1=0

Расстояние от верха засыпки до оси трубы на участке, м- h₀₁=0,968

Подставляем известные данные:



Определение расстояния между утяжелителями КТ

Расстояние между утяжелителями в свету определяем, в соответствии с ВСН 153-39.4-2005 по формуле:

(7) ,

где Q_КТ - удерживающая способность группы КТ, определим по формуле:

(8)

где G_КТ - вес одного комплекта КТ ,G_КТ =500кг;

l - длина контейнера, м. По ТУ 4834-010-01297858-2006 l=1,3м.

Подставим известные данные в формулу (8)

,

,

Расстояние между утяжелителями в свету принимаем L_п=18,8м, соответственно шаг между пригрузами (расстояние между осями) принимаем L_ш=20,0м.

Расчёт показал, что в пределах СМГВ шаг между утяжелителями типа 2-УТК-325-12 принять 6,4м (расстояние между осями). В пределах 1% ГВВ шаг между утяжелителями типа КТ-300 принять 20,0м (расстояние между осями).

3.1.7 Конструктивная характеристика проектируемого нефтепровода

Трубы

Выбор труб для проектируемого нефтепровода Ду 300 выполнен на основании:

1. расчета нефтепровода на прочность и устойчивость согласно требований СНиП 2.05.06-85* «Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования»;

2. сведений о климатических характеристиках района строительства, принятых по данным инженерных изысканий и СНиП 23-01-99 «Строительная климатология»;

Разрешенное рабочее давление на проектируемом участке принято 5,0МПа, максимальное 5,6 МПа.

Определение толщины стенки трубы и проверка прочности выполнены в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*.

3.1.7.1 Расчет толщины стенки проектируемого нефтепровода

Исходные данные, использованные для создания расчета.

Вид прокладки труб Изогнутый

Коэффициент надежности по материалу к1=1,47

Принимается в соответствии с табл.9 СНиП 2.05.06-85*

Условия работы 1

Принимается в соответствии с табл.1 СНиП 2.05.06-85*

Коэффициент условий

работы трубопровода m=0,75

Принимается в соответствии с табл.1 СНиП 2.05.06-85*

Наружный диаметр Dн=325 мм

Рабочее давление Р=5,6 МПа

Коэффициент надежности

по назначению трубопровода kн=1,00

Принимается в соответствии с табл.11 СНиП 2.05.06-85*

Транспортируемый продукт нефть

Минимальное значение ут=245 МПа

предела текучести

Минимальное значение ув=410 МПа

временного сопротивления

Коэффициент линейного

расширения б=0,000012 град^-1

Расчетный температурный ?t=33,0 °С

перепад

Плотность стали с=7850,0 кг/м³

Коэффициент поперечной µ0=0,3

деформации Пуассона

Модуль упругости Е0=206000 МПа

Относительная е=0,20

деформация материала

Средняя плотность грунта

Коэффициент надежности

по нагрузке от веса грунта nгр=0,80

Принимается в соответствии с табл.13 СНиП 2.05.06-85*

Коэффициент надежности

нагрузки по внутреннему давлению nв=1,10

Принимается в соответствии с табл.13 СНиП 2.05.06-85*

Плотность продукта с=860 кг/м³

Ускорение свободного падения g=9,81 м/с²

Минимальный радиус с=300,0 м

упругого изгиба

Расчетную толщину стенки трубопровода определяем по формуле:

,

где -- расчетное сопротивление напряжению, МПа. Определяется, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб. Для растягивающих осевых продольных напряжений принимается равный единице, для сжимающих - определяется, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

где -- продольное осевое сжимающее напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых конструктивных решений. Смотреть формулу (17).

Подставляя известные данные в формулу (11), получим:

д=0,47 см

дн=0,80 см

Принимаем:

Проверка на прочность

Проверку на прочность подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов в продольном направлении следует производить, согласно СНиП 2.05.06-85*, из условия:

,

где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб. Для растягивающих осевых продольных напряжений принимается равный единице, для сжимающих - определяется, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

где - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

Подставляя известные данные в формулу (16), получим: укц=119,0МПа

Для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта осевые напряжения определяются, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

где Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа. Определяется, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

- переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона). Определяется, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

- интенсивность напряжения, МПа. Определяется, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

- интенсивность деформаций.

Принимая, , определяем, согласно СНиП 2,05.06-85*, по формуле:

Методом подбора определяем:

еi=0,20

уi=180,5 МПа

µ=0,50

Е=902,33МПа

упрN=88,7 МПа

ш1=1,00

Подставляя, полученные данные в условие (14), получаем:

|упрN|=88,7 МПа<= R1*ш2=209,2 МПа ,

Условие выполняется

Проверка на предотвращения недопустимых пластических деформаций.

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных и наземных (насыпи) трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

,

,

где - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, согласно СНиП 2.05.06-85*:

,

- кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа. Согласно, СНиП 2.05.06-85*, определяется

,

Подставляя известные данные в формулу (14), получаем:

=108,2 МПа

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб. Для растягивающих осевых продольных напряжений принимается равный единице, для сжимающих - определяется, согласно СНиП 2.05.06-85*, по формуле:

,

- максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий. Для упругоизогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта максимальные фибровые напряжения от нормативных нагрузок и воздействий -- внутреннего давления и температурного перепада, определяется по формуле:

,

Подставляя известные данные в формулу (26), получим:

=132,2 МПа

Определяем коэффициент :

Полученные данные подставляем в условия (22) и (23):

| |=132,2 МПа<= R2н*m*ш3/(0,9*kн)=204,2 МПа ,

||=108,2 МПа<= R2н*m/(0,9*kн)=204,2 МПа ,

Условие выполнено.

Заключение:

Все условия проверки прочности и деформацию выполнены, поэтому принимаем: дн=0,47 см

В целях сохранения равной прочности существующего и реконструируемого участков трубопровода принимаем: дн=0,80 см

Результаты расчета толщины стенки нефтепровода приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 -- Расчет толщины стенки нефтепровода

Рабочее давление, МПа	Коэффициент условий работы	Категория участков трубопро-вода	Коэффициент надежности	Толщина, мм
			по материалу	по нагрузке	по назначению	расчетная	принятая
5,6	0,75	I	1,47	1,10	1,0	4,7	8

К строительству принята труба тип 1-325x8-К42 ГОСТ 20295-85, на участках перехода нефтепровода через реки Марта, Апчас и Шкелюк - тип 1-325x10-К42 ГОСТ 20295-85.

Соединительные детали

Проектом предусматривается применение соединительных деталей отечественного производства на рабочее давление 5,6 МПа и коэффициентом условий работы трубопровода 0,75 (для обеспечения равнопрочностных характеристик трубопровода c учетом давления испытания проектируемого нефтепровода), изготовленных и испытанных в заводских условиях - отводы.

Кривые вставки радиусом 15 м выполняются по ГОСТ 24950-81 из труб, принятых в проекте для линейной части:

- отводы ГО - 325(10), для участков трубопроводов с толщиной стенки 10 мм;

- отводы ГО - 325(8), для участков трубопроводов с толщиной стенки 8 мм.

3.1.7.2 Расчет толщины стенки кожуха

Исходные данные, использованные для создания расчета

Диаметр кожуха D=530мм.

Материал кожуха В-Ст3сп ГОСТ 10705-80.

Предел текучести материала кожуха =245МПа.

Категория трубопровода III.

Коэффициент условий работы m=0,9.

Коэффициент надёжности по материалу k₂ =1,15.

Коэффициент надёжности по назначению трубопровода k_н=1.

Удельный вес грунта г_гр=1800 кг/м³.

Коэффициент надёжности по нагрузке от веса грунта n=1,2.

Угол внутреннего трения грунта ц_гр=60є.

Коэффициент, учитывающий всестороннее сжатие футляра с=0,25.

Высота засыпки h=2м.

Коэффициент постели грунта при сжатии k₀=30МН/м³.

Модуль упругости полотна дороги:

-асфальтобетон - Е_д=1000МПа;

- бетон - Е_д=10000МПа.

Коэффициент Пуассона полотна дороги:

- асфальтобетон - µ_д=0,3;

- бетон - µ_д=0,2.

Ширина дороги В=5м.

Толщина покрытия дороги

- асфальтобетон - д_д=100мм;

- бетон - д_д=14мм.

Коэффициент надёжности по нагрузке от движущегося транспорта n_n=1,4

Толщину стенки кожуха определим по формуле:

(27)

где N - расчётное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряжённом сечении футляра, отнесённое к единице его длины, Н/м;

М - расчётный изгибающий момент в наиболее напряжённом сечении футляра, отнесённый к единице его длины, Н;

R₂ - расчётное сопротивление материала футляра по пределу текучести, МПа.

Расчётное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряжённом сечении футляра, отнесённое к единице его длины, определяется по формуле:

(28)

где q_гр.в - расчётная вертикальная нагрузка от действия грунта, МПа;

q_п - расчётное давление от подвижного транспорта на футляр, МПа.

Расчётный изгибающий момент в наиболее напряжённом сечении футляра, отнесённый к единице его длины, определяется по формуле:

(29)

где q_гр.б - расчётная величина бокового давления грунта, МПа.

Расчётное сопротивление материала футляра по пределу текучести определяется по формуле

(30)

Подставив исходные данные в формулу получим:

R₂=192МПа

Расчётная вертикальная нагрузка от действия грунта, определяется по формуле:

(31)

Подставив известные данные в формулу (5), получим:

q_гр.в=0,044МПа

Расчётная величина бокового давления грунта, определяется по формуле:

(32)

Подставив известные данные в формулу (32), получим:

q_гр.б=0,13МПа

Расчётное давление от подвижного транспорта на футляр определяется по формуле:

где Р - нагрузка на мост транспорта, Н. Принимаем максимальную нагрузку для автомобилей, движущихся по асфальтированной дороге Р=130000Н, для прицепов тракторов, движущихся по дороге без покрытия Р=200000Н.

- для асфальтобетона q=55306,9 Па,

-для бетона q=211874 Па.

-для асфальтобетона у_гр=0,027 МПа,

-для бетона у_гр=0,044 МПа. Так как для бетона получилось большее значение напряжения в грунте, дальнейший расчёт ведём по данным для трассы без покрытия с бетонными плитами.

Подставим известные данные в формулу, получим:

у_р=0,063 МПа.

Подставив полученные данные в формулу (28), получим:

N=-28355Н/м

Подставив полученные данные в формулу (29), получим:

N=1648,4Н

Подставив полученные данные в формулу (27), получим

д_к=7,182мм

Принимаем толщину стенки кожуха д=8мм.

Расчёт показал, что необходимо применить кожух с толщиной не менее 8мм.

3.1.7.3 Расчет на прочность и устойчивость

В работе для данного участка трассы был проведен статический расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода в соответствии со СНиП 2.05.06-85*.

В расчете учтено нелинейное взаимодействие трубопровода с грунтом, согласно их физико-механическим характеристикам. Также учтены собственный вес трубопровода, внутреннее давление, температурный перепад.

На рисунке .2 изображена типовая схема прокладки нефтепровода в траншее в глинистых, суглинистых грунтах и супесях.

Рисунок 2- Типовая схема прокладки нефтепровода в траншее.

В таблицах 3.6, 3.7 приведены данные по материалу и геометрическим параметрам трубопровода.

Таблица 3.6 -- Данные по материалу трубопровода

Наименование	, МПа		,1/град	, кг/м3	, МПа	,МПа
K42	206000	0.3	0,000012	7850	245	410

В таблице 3.7 приведены исходные параметры нагружения для данных участков трассы.

Таблица 3.7-Исходные данные

Общие характеристики для всех участков
Параметр	Значение
Плотность транспортируемого продукта рабочего режима	860 кг/м3
Параметры грунта	В соответствии с раб. чертежами
Балластировка трубопровода
Расчетное рабочее давление	5,6 МПа
Условный диаметр трубопровода	300 мм
Наружный диаметр трубопровода	325 мм
Толщины сечений трубопровода	8 мм, 10мм
Категории участков трубопровода	I, II

Для проверок по СНиП 2.05.06-85* принимались значения коэффициентов, приведенные в таблице 3..

Таблица 3.8- Коэффициент надежности по трубопровод

Коэффициент	Категория участка трубопровода
	II
Коэффициент условий работы - m	0,75
Коэффициент надежности по материалу - k1	1,47
Коэффициент надежности по материалу - k2	1,15
Коэффициент надежности по назначению трубопровода-kН	1,00

Температурный перепад и температура замыкания

Для расчета нефтепровода в программе CPIPE принимали положительный перепад 26С и отрицательный 22С.

Температура замыкания определялась по формуле:

(33)

Наименьшая температура замыкания:

.

Наибольшая температура замыкания:

.

Исследуемый участок трассы трубопровода для удобства расчета был разбит на участки протяженностью порядка 1-2км, приведенные в таблице 3.9.

Таблица 3.9- Исследуемый участок трассы трубопровода

№	Учетная отметка	Расчетная отметка	Километр
I	ПК0+0.0 - ПК20+0.0	ПК0(-100.0) - ПК20(+100.0)	20-22
II	ПК20+0.0 - ПК40+0.0	ПК20(-100.0) - ПК40(+100.0)	22-24
III	ПК40+0.0 - ПК60+0.0	ПК40(-100.0) - ПК60(+100.0)	24-26
IV	ПК60+0.0 - ПК70+0.0	ПК60(-100.0) - ПК70(+100.0)	27
V	ПК70+0.0 - ПК90+0.0	ПК70(-100.0) - ПК80(+100.0)	27-28
VI	ПК90+0.0 - ПК100+0.0	ПК90(-100.0) - ПК100(+100.0)	29-30
VII	ПК100+0.0 - ПК120+0.0	ПК100(-100.0) - ПК120(+100.0)	30-32
VIII	ПК120+0.0 - ПК140+0.0	ПК120(-100.0) - ПК140(+100.0)	32-34
IX	ПК140+0.0 - ПК159+0.0	ПК120(-100.0) - ПК159(+100.0)	35.9
X	ПК159+0.0 - ПК170+0.0	ПК159(-100.0) - ПК170(+100.0)	35.9-37
XI	ПК170+0.0 - ПК180+0.0	ПК170(-100.0) - ПК180(+100.0)	38
XII	ПК180+0.0 - ПК190+0.0	ПК180(-100.0) - ПК190(+100.0)	39
XIII	ПК190+0.0 - ПК210+0.0	ПК190(-100.0) - ПК210(+100.0)	40-41
XIV	ПК210+0.0 - ПК220+0.0	ПК210(-100.0) - ПК220(+100.0)	42
XV	ПК220+0.0 - ПК240+0.0	ПК220(-100.0) - ПК240(+100.0)	43-44
XVI	ПК240+0.0 - ПК250+0.0	ПК240(-100.0) - ПК250(+100.0)	45
XVII	ПК250+0.0 - ПК260+0.0	ПК250(-100.0) - ПК260(+100.0)	46
XVIII	ПК260+0.0 - ПК270+0.0	ПК260(-100.0) - ПК270(+100.0)	47

Для устранения возможных краевых эффектов на границах разбиваемых участков была добавлена фиктивная длина (100 метров), которая нивелировала эффект заделки краев трубы, а затем при анализе НДС не учитывалась.

ПК0+0.0 - ПК20+0.0

Способ закрепления трубопровода на данном участке - контейнер текстильный КТ-300 и утяжелитель бетонный кольцевой - 2-УТК-325:

- ПК0+91.0 - ПК1+4.0 - КТ-300 (13м);

- ПК1+4.0 - ПК1+14.0 - 2-УТК-325 (10м);

- ПК1+14.0- ПК1+50.0 - КТ-300 (36м);

- ПК6+26.0- ПК6+67.0 - КТ-300 (41м).

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода с учетом сейсмики 9 баллов составляют: растягивающие - 173.123 МПа и сжимающие минус133.372МПа.

ПК20+0.0 - ПК40+0.0

На данном участке находится переход через автодорогу Акредасов-Линейная - ПК26+30.0 - ПК28+20.0. Расположение защитного кожуха ПК27+12.1 - ПК27+42.1. Футляр Дф525Ч8 длиной 30 м, колец - 7.

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода с учетом сейсмики 9 баллов составляют: растягивающие минус 173.123 МПа и сжимающие минус133.372МПа.

ПК40+0.0 - ПК60+0.0

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 201.604 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус 148.833 МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК60+0.0 - ПК70+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода. Способ закрепления трубопровода - утяжелитель бетонный кольцевой 2-УТК-325: ПК 61+61 - ПК 62+22 - УТК (61м).

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 142.397 МПа и сжимающие минус 134.731 МПа при максимальном положительном перепаде.

ПК70+0.0 - ПК90+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода. Способ закрепления трубопровода - контейнер текстильный КТ-300: ПК 77+14 - ПК 77+49 - КТ (35м).

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 201.600 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус 148.701 МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК90+0.0 - ПК100+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода. Способ закрепления трубопровода - контейнер текстильный КТ-300 и утяжелитель бетонный кольцевой - 2-УТК-325. Переход через реку Марта - ПК 94+50.0 - ПК 97+0.0. Расположение береговой задвижки - ПК93+37.0.

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 184.986 МПа и сжимающие минус 153.051 МПа при максимальном положительном перепаде.

ПК100+0.0 - ПК120+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода. Способ закрепления трубопровода - контейнер текстильный КТ-300: ПК118+66.0 ПК118+91.0 (25м).

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 201.575 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус148.902 МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК120+0.0 - ПК140+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода. Способ закрепления трубопровода - контейнер текстильный КТ-300: ПК124+54.0 - ПК125+10.0 (56м).

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 174.037 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус119.517 МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК140+0.0 - ПК159+0.0

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 201.620 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус 149.015 МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК159+0.0 - ПК170+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода при переходе через реку Апчас. Способ закрепления трубопровода утяжелитель бетонный кольцевой - 2-УТК-325: ПК159+89.0 - ПК160+20.0. Также предусмотрен переход с использованием защитного кожуха. Расположение защитного кожуха ПК163+48.9-ПК163+80.2. Футляр Дф525Ч8 длиной 30 м, колец - 7. Расположение береговой задвижки - ПК169+27.0.

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 171.362 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус139.762 МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК170+0.0 - ПК180+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода. Способ закрепления трубопровода - контейнер текстильный КТ-300 и утяжелитель бетонный кольцевой - 2-УТК-325:

- ПК171+92.0 - ПК173+35.0 - КТ-300 (57м);

- ПК173+35.0 - ПК173+70.0 - 2-УТК-325 (35м);

- ПК173+70.0 ПК177+0.0 - КТ-300 (330м);

- ПК177+0.0 ПК180+0.0 - КТ-300 (300м).

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 213.403 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус 164.692 МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК180+0.0 - ПК190+0.0

На данном участке предусмотрен переход нефтепровода через автодорогу Кубанская- Саратовская - ПК180+70.0 - ПК183+0.0. Расположение защитного кожуха ПК181+56.3-ПК182+1.6. Футляр Дф525Ч8, колец - 10. Способ закрепления трубопровода - контейнер текстильный КТ-300:

- ПК180+0.0 ПК180+17.0 - КТ-300 (17м);

- ПК183+14.0 ПК183+35.0 - КТ-300 (21м);

- ПК186+27.0 ПК186+61.0 - КТ-300 (34м).

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 164.451 МПа и сжимающие минус 139.697МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК190+0.0 - ПК210+0.0

На данном участке предусмотрена балластировка трубопровода при переходе нефтепровода через балку Яр. Способ закрепления трубопровода - контейнер текстильный КТ-300 и утяжелитель бетонный кольцевой - 2-УТК-325:

- ПК193+18.0 - ПК194+2.0 - КТ-300;

- ПК202+82.4 - ПК202+82.8 - 2-УТК-325 (0.4м);

- ПК202+36.4 - ПК203+20.0- КТ-300;

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 201.503 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие минус148.458МПа (при максимальном положительном перепаде).

ПК210+0.0 - ПК220+0.0

Анализ показал, что расчетные максимальные фибровые напряжения по длине участка нефтепровода составляют: растягивающие 156.115 МПа (при максимальном отрицательном перепаде) и сжимающие 102.730 МПа (при максимальном положительном перепаде).

Проверка на прочность и деформативность по СНиП 2.05.06-85*

В таблицах 3.10приведены результаты проверки на прочность трубопровода в соответствии со СНиП 2.05.06_85* для данного варианта нагружения, которые показывают, что расчетные напряжения не превышают (по абсолютной величине) допускаемых.

Таблица 3.10- Результаты проверки на прочность

Результаты проверок по СНиП 2.05.06-85* на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении
Типоразмер труб	пp	?3·R3	?ПРн-	??ПРн+	R3	Участок
Dн	???????	Материал
						МПа
мм		МПа
325	8	К42	5.600	-144.597	-33.074	5.906	219.643	60-70
325	8	К42	5.600	-144.597	-	88.344	219.643	70-90
325	8	К42	5.600	-144.597	-	87.887	219.643	100-120
325	8	К42	5.600	-144.597	-	87.894	219.643	120-140
325	8	К42	5.600	-144.597	-	87.950	219.643	140-159
325	8	К42	5.600	-144.597	-	89.179	219.643	159-170
325	8	К42	5.600	-144.597	-	100.073	219.643	170-180
325	10	К42	5.600	164.117		81.052	219.643	170-180
325	8	К42	5.600	-144.597	-33.058	44.771	219.643	180-190
325	10	К42	5.600	-164.117	-39.637	-	219.643	180-190
325	8	К42	5.600	-144.597	-	87.883	219.643	90-210
325	8	К42	5.600	-144.597	-	89.236	219.643	10-220
Условные обозначения
Dн - наружный диаметр трубы ? - толщина стенки p - рабочее давление ?NПР+ - максимальные растягивающие продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок ?NПР- - максимальные сжимающие продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок R1 - расчетное сопротивление ?2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб

Таблица 3.11- Результаты проверки на пластические деформации

Результаты проверки на пластические деформации
Типоразмер труб	пp	?3·R3	?ПРн-	??ПРн+	R3	Участок
Dн	???????	Материал
						МПа
мм		МПа
325	8	К42	5.600	-127.341	-124.731	142.397	204.167	60-70
325	8	К42	5.600	-127.341	-25.980	201.600	204.167	70-90
325	8	К42	5.600	-127.341	-26.002	201.575	204.167	100-120
325	8	К42	5.600	-127.341	-	174.037	204.167	120-140
325	8	К42	5.600	-127.341	-26.054	201.620	204.167	140-159
325	8	К42	5.600	-127.341	-11.268	171.362	204.167	159-170
325	8	К42	5.600	-127.341	-36.010	203.403	204.167	170-180
325	10	К42	5.600	-147.600	-	92.155	204.167	170-180
325	8	К42	5.600	-127.341	-129.697	164.451	204.167	180-190
325	10	К42	5.600	-147.600	-46.523	-	204.167	180-190
325	8	К42	5.600	-127.341	27.419	201.503	204.167	190-210
325	8	К42	5.600	-127.341	-	156.115	204.167	210-220
325	8	К42	5.600	-127.341	125.104	161.907	204.167	220-249
Условные обозначения
Dн - наружный диаметр трубы ? - толщина стенки p - рабочее давление ?NПР+ - максимальные растягивающие продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок ?NПР- - максимальные сжимающие продольные осевые напряжения от расчетных нагрузок R1 - расчетное сопротивление

Из таблице 3.10 результатов проверки по СНиП 2.05.06-85* на прочность трубопроводов в продольном направлении видно, что максимальные растягивающие и сжимающие суммарные осевые напряжения от расчетных нагрузок на каждом участке не превышают допустимых.

Из таблице 3.11 результатов проверки по СНиП 2.05.06-85* для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов видно, что максимальные растягивающие и сжимающие суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок имеют значения в области допустимых отклонений.

Таким образом, трубопровод Ду300, работающий под давлением 5,1 МПа в условиях максимального отрицательного перепада, удовлетворяет условиям СНиП 2.05.06-85*.

3.1.7.3 Расчет минимального радиуса упругого изгиба

Расчёт минимального радиуса упругого изгиба.

Диаметр трубы, м - D=0,325.

Толщина стенки трубопровода, м - t=0,008.

Рабочее давление р=5,6МПа.

Модуль упругости Е=21000МПа.

Коэффициент линейного расширения б=0,000012град^-1.

Класс прочности стали трубопровода К42.

Предел текучести у_т=245МПа.

Положительный перепад температур t₁=26єC.

Отрицательный перепад температур t₂=-22єC.

Коэффициенты из СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»:

Коэффициент надёжности по назначению трубопровода k_н=1.

Категория трубопровода III.

Коэффициент условий работы трубопровода m=0,75.

Минимальный радиус упругого изгиба определяется по формулам:

(34)

(35)

где ш₃ - коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб, определяется по формуле:

(36)

где - кольцевые напряжения от нормативного давления, МПа, определяется по формуле:

(37)

Подставим исходные данные в формулу (37):

Полученное значение подставим в формулу :

, (38)

Используя формулы (34) определим радиусы изгиба при положительном и отрицательном перепаде.

Положительный перепад:

Отрицательный перепад:

В соответствии со СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы» минимальный радиус упругого изгиба должен быть не менее 1000Ду, поэтому принимаем с=300м.

Расчёт показал, что для сохранения прочности трубопровода необходимо применить минимальный радиус упругого изгиба с=300м.

3.1.8 Сварка и изоляция трубопровода

Сварку трубопроводов необходимо выполнять в соответствии с требованиями РД-08.00-60.30.00-КТН-050-1-05, ОР-13.01-45.21.30-КТН-004-2-02 (РД 153-39.4-130-2002*) по аттестованной технологии сварки с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности.

Все монтажные сварные соединения на линейной части подвергаются 100% неразрушающему контролю физическими методами подрядной организацией на трассе. Объем неразрушающего контроля приведен в таблице 3.12.и указывается в рабочих чертежах.

После строительства участок нефтепровода состыковать с существующим монтажом катушек на проектных отметках в точках врезки (начало и конец участка реконструируемого нефтепровода). Данные работы выполняются с учетом высвобождения защемленных участков, протяженностью не менее 50 м.

Таблица 3.12 -- Объем неразрушающего контроля

Категории участков трубопроводов	Количество сварных соединений, проконтролированных физическими методами, %
	Визуальный	Радиографическим, не менее	ультразвуком
I	100	100	100
II	100	100	75

Врезку проектируемого участка в существующий нефтепровод предусматривается производить гарантийными стыками с оформлением акта на сварку гарантийного стыка.

Гарантийные монтажные стыки и швы приварки арматуры подвергаются 100% контролю радиографическим и ультразвуковым методами.

Дублирующему ультразвуковому контролю подвергаются сварные соединения участков II категории (каждые три стыка из четырех, сваренных последовательно, но не менее одного из числа аналогичных стыков, сваренных каждым сварщиком или бригадой сварщиков в течение одной смены). Если по результатам дублирующего контроля будут обнаружены недопустимые дефекты, то дополнительному контролю подвергаются все стыки, сваренные в смену.

Обеспечение требуемого уровня качества сварных соединений трубопроводов достигается:

- проверкой квалификации сварщиков;

- контролем исходных материалов, труб и трубных заготовок;

- правильным режимом технологии сварки.

Результаты проверки стыков радиографическим методом оформляются в виде заключений.

Защита проектируемого участка нефтепровода Ду 300 от подземной коррозии выполнена в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, требованиями эксплуатирующей организации и осуществляется комплексно:

- пассивная - изоляционным защитным покрытием;

- активная - средствами электрохимической защиты.

Проектом предусматривается поставка труб с классом прочности К52 первого уровня качества с наружным антикоррозионным заводским покрытием толщиной не менее 2,5мм из экструдированного полиэтилена.

Изоляция сварных стыков трубопровода и стыков на местах врезки катушек предусмотрена термоусаживающимися манжетами.

Степень очистки должна быть не ниже Sа2 1/2 и соответствовать ISO 8503-1, а запыленность поверхности соответствовать эталонам 3-4 по ISO 8502-3

Отводы поставляются с заводским трехслойным полиуретановым покрытием толщиной не менее 2,5мм. Сплошность покрытия смонтированного трубопровода контролируется перед укладкой искровым дефектоскопом в соответствии с требованиями пункта 17 таблицы 2 ГОСТ Р51164-98. Контролю подлежит вся поверхность трубопровода.

Изоляционное покрытие на законченном строительством участке трубопровода подлежит контролю методом катодной поляризации на соответствие нормам таблицы 2 ГОСТ Р51164-98.

3.1.9 Укладка трубопровода

Укладка проектируемого участка нефтепровода Ду 300 предусмотрена подземная на всем протяжении трассы.

Глубина заложения нефтепровода Ду 300 предусматривается не менее 0,8 м до верха трубы и не менее 1 м на участках прохождения нефтепровода по пахотным землям, в соответствии с пунктом 5.1 СНиП 2.05.06-85.

Глубина заложения забалластированного участка нефтепровода при пересечении водных преград предусматривается на 1 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла пересекаемой водной преграды.

Повороты и изгибы нефтепровода Ду 300 в вертикальной и горизонтальной плоскостях выполняются укладкой сваренных плетей труб в спрофилированную траншею, с применением отводов заводского изготовления ОГ-325(8)-5,6-0,75-5Ду-У и ОГ-325(10)-5,6-0,75-5Ду-У и устройством кривых вставок радиусом 15 м по ГОСТ 24950-81 из труб, принятых в проекте для линейной части.

3.1.10 Информационные знаки

Трасса нефтепровода на местности обозначается опознавательнопредупредительными знаками, в виде столбиков со щитами-указателями высотой 1,5 - 2 м от поверхности земли, устанавливаемыми в пределах прямой видимости на расстоянии не более 500 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими трубопроводами и коммуникациями.

Ось щита-указателя должна располагаться в вертикальной плоскости, проходящей через ось нефтепровода.

На щите-указателе должны быть приведены:

- наименование нефтепровода или входящего в его состав сооружения;

- местоположение оси нефтепровода от основания знака;

- привязка знака на трассе (км);

- охранная зона нефтепровода, телефоны и адрес организации, эксплуатирующей данный участок нефтепровода.

Трасса нефтепровода в местах переходов через автомобильные дороги и водные препятствия, у линейной арматуры и на опасных участках обозначена на местности постоянными предупреждающими знаками (аншлагами).

Опознавательными и предупредительными знаками обозначено местоположение коммуникаций, проходящих в одном техническом коридоре. Установку знаков необходимо оформлять совместным актом владельцев коммуникаций технического коридора и землепользователей.

На трассе нефтепроводов предусмотрена установка постоянных реперов на расстоянии не более 5 км друг от друга.

Все знаки выполнить согласно требований «Система опознавательнопредупредительных знаков и щитов - указателей для обозначения нефтепровода на местности», ОАО АК «Транснефть».

Все стальные конструкции, находящиеся на открытом воздухе, имеют антикоррозийное атмосферостойкое покрытие.

3.1.11 Очистка, проведение профилеметрии и испытание проектируемого трубопровода

После окончания строительно-монтажных работ, укладки всего участка нефтепровода, Заказчик проводит контроль состояния изоляции методом катодной поляризации при участии технадзора и Подрядчика; Подрядчик под контролем Заказчика и технадзора производит очистку полости трубопровода, внутритрубную профилеметрию, гидравлические испытания и опорожнение трубопровода от воды.

Очистка полости трубопровода производится в соответствии с «Регламентом по очистке и испытанию нефтепроводов на прочность и герметичность после завершения строительно-монтажных работ» с изменениями, а также схемой опорожнения нефтепровода.

До проведения испытания линейной части, полость трубопровода должна быть очищена от окалины, грата, а также от случайно попавшего при строительстве внутрь трубопровода грунта и различных предметов.

До начала работ по очистке полости и испытанию нефтепровода должны быть проведены следующие подготовительные работы:

- монтаж временных узлов запуска и приема очистных устройств с запасовкой их в камеры;

- устройство амбаров;

- монтаж и испытание обвязочных трубопроводов наполнительных и опрессовочных агрегатов, временных трубопроводов.

Наполнительно-опрессовочные агрегаты располагаются за пределами охранной зоны.

Очистка полости участка трубопровода производится последовательным пропуском очистных скребков ПРВ1 до получения положительных результатов качества очистки. Пропуск очистного устройства ПРВ1 по трубопроводу осуществляется под давлением жидкости. Впереди очистного устройства для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10-15% от объема полости очищаемого трубопровода.

Скорость перемещения очистного устройства при промывке должна быть не менее 1 км в час для обеспечения безостановочного, устойчивого движения устройства.

Очистка скребком считается выполненной при следующих условиях:

- все запасованные скребки пришли в камеру приема;

- последний скребок пришел без повреждений;

- после скребков выходит вода без примеси загрязнений.

Для выполнения всех технологических операций забор воды осуществляется из реки Кама и собирается в амбары-накопители.

После завершения каждого этапа вода сливается в амбар-отстойник, находящийся в конце участка проектирования, для отстоя и последующего использования для промывки демонтируемого участка.

Согласно «Регламенту по очистке и испытанию нефтепроводов на прочность и герметичность после завершения строительно-монтажных работ» ,после завершения строительно-монтажных работ проектом предусматривается внутритрубная инспекция (профилеметрия) на заменяемом участке нефтепровода «» Ду-325 мм.

Предусмотрена единая последовательность проведения работ:

1. Проверка состояния изоляции нефтепровода методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям. Проверка производится до установки временных камер пуска и приема.

2. Очистка полости магистрального нефтепровода пропуском очистных скребков ПРВ-1.

3. Предварительная проверка нефтепровода на герметичность. Подъем давления до Р_раб.=5,6 МПа и выдержка в течение 3 часов.

4. Проведение профилеметрии. Пропуск профилемера «Калипер» для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов поворотов трубы с определением величин, типов и мест расположения нарушений геометрии трубы.

Контрольный пропуск «Калипера» производится в случае обнаружения и устранения нарушений геометрии трубы.

Пропуск скребков ПРВ1 до получения положительных результатов качества очистки, в случае устранения нарушений геометрии трубы.

5. Вскрытие дефектов, выявленных при катодной поляризации и профилеметрии, проведение их ДДК.

6. Устранение дефектов и проведение повторной катодной поляризации.

7. Если повторный контроль изоляции участка трубопровода методом катодной поляризации показал неудовлетворительное состояние его изоляции, производится пропуск по участку трубопровода ультразвуковых приборов WM, CD.

8. Проведение гидравлических испытаний магистрального нефтепровода на прочность и проверка на герметичность.

Гидравлическое испытание проектируемого участка нефтепровода испытывается давлением Р_исп.=Р_зав. (заводское испытательное давление трубы в нижней точке) и не менее 1,25Р_раб. в верхней точке, в течение 24 ч.

Проверка на герметичность. Подъем давления до Рраб. в нижней точке, и проверка на герметичность в течение времени, необходимого для осмотра нефтепровода, но не менее 12 часов.

9. Опорожнение нефтепровода от воды выполняется в два этапа.

После завершения испытаний из нефтепровода должна быть удалена опресовочная жидкость. Опорожнение испытанного участка от воды производит Подрядчик.

Запрещается подключение к действующему нефтепроводу и заполнению нефтью вновь построенных участков трубопроводов при наличии в них опресовочной жидкости. Подрядчик до начала работ разрабатывает и предоставляет в ОАО МН «Мероприятия, исключающие сброс воды в систему магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» при заполнении и опорожнении полости трубопроводов МН водой при подготовке к подключению участков после проведения гидроиспытаний».

Контроль качества выполненных работ и выполнение участниками работ требований проекта, ППР и специальной инструкции при проведении работ обеспечивает Технадзор.

Сброс воды от промывки строящегося участка трубопровода предусмотрено производить в подготовленные амбары, с выложенным по дну и откосам полимерно-тканевым материалом, не допускающие загрязнения окружающей среды.

Для пропуска инспекционных снарядов по проектируемому участку трубопровода применяются временные узлы пуска и приема СОД.

Профилеметрию следует осуществлять по специальной инструкции. Инструкция, отражающая местные условия производства работ, разрабатывается Подрядчиком, согласовывается с проектной организацией и утверждается в установленном порядке Заказчиком и председателем комиссии.

Подача воды из амбара накопителя в камеру запуска осуществляется по трубопроводу Ду 150 с помощью передвижного насосного агрегата.

Забор воды необходимо осуществлять при помощи специального оголовка, с потокообразователем, оборудованного сеткой, перфорированной всасывающей трубой, водоподводящим трактом и водоприемной трубой или из предварительно разработанного приямка с временно закрепленными откосами.