.svg){kind=icon}
.webp "Новатика")
В Рекомендациях изложены принципы и особенности проектирования и строительства морских подводных трубопроводов, основанные на требованиях к обеспечению надежности работы трубопроводов, недопущению загрязнения окружающей среды, оптимальному объему проектных и изыскательских работ, всемерному снижению трудоемкости при сооружении трубопроводов, металло- и материалоемкости и т.д.
Рекомендации предназначены для организаций Министерства газовой промышленности, занимающихся проектированием и строительством морских подводных трубопроводов, а также для организаций, осуществляющих контроль за качеством их строительства.
| Обозначение: | 412-81 |
| Название рус.: | Рекомендации по проектированию и строительству морских подводных нефтегазопроводов |
| Статус: | действующий (Разработаны впервые) |
| Дата актуализации текста: | 01.01.2009 |
| Дата добавления в базу: | 10.11.2009 |
| Дата введения в действие: | 01.03.1981 |
| Разработан: | Институт гидромеханики АН УССР ВНИИСТ 105058, Москва, Окружной проезд, 19 НИПИ Гипроморнефтегаз Главморнефтегазпром |
| Утвержден: | Главморнефтегазпром (06.11.1980) |
| Опубликован: | ротапринт ВНИИСТа № 1981 |
МИНИСТЕРСТВО СТРОИТЕЛЬСТВАПРЕДПРИЯТИЙ
НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
ВСЕСОЮЗНЫЙНАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ВНИИСТ
РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ МОРСКИХ
ПОДВОДНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
Р 412-81
Москва 1981
В Рекомендациях изложены принципы иособенности проектирования и строительства морских подводных трубопроводов,основанные на требованиях к обеспечению надежности работы трубопроводов,недопущению загрязнения окружающей среды, оптимальному объему проектных иизыскательских работ, всемерному снижению трудоемкости при сооружениитрубопроводов, металло- и материалоемкости и т.д.
Рекомендации предназначены дляорганизаций Министерства газовой промышленности, занимающихся проектированием истроительством морских подводных трубопроводов, а также для организаций,осуществляющих контроль за качеством их строительства.
Рекомендации будут совершенствоваться идополняться по мере накопления опыта по строительству подводных трубопроводов вразличных природно-климатических условиях нашей страны.
Рекомендации составлены сотрудникамиВНИИСТа кандидатами техн. наук М.А. Камышевым и К.Я. Капустиным при участиикандидата техн. наук А.М. Зиневича, инж. А.А. Горелышева (ВНИИСТ); инженеров Н.М. Гусейнова,А.Е. Кантора, А.Б. Кржечковской, В.К. Митронкина. З.М. Таирли (НИПИГилроморнефтегаз), инж. И.И. Карась (Главморнефтегазпром), прил. 4 составиликанд. техн. наук А.И. Ермоленко и инж. Л.В. Мельник (институт ГидромеханикиАкадемии наук Укр.ССР).
Замечания и предложения направлять поадресу: Москва, 105058, Окружной проезд, 19, ВНИИСТ, отдел подводно-техническихсооружений.
Содержание
1.1. Настоящие Рекомендациираспространяются на проектирование внутрипромысловых и магистральных подводныхтрубопроводов морских нефтегазоконденсатных месторождений, а также натрубопроводы рейдовых причалов условным диаметром до
1.2. Рекомендации разработаныв развитие СНиП II-45-75 "Магистральные трубопроводы. Нормыпроектирования".
1.3. Под морскойтрубопроводной системой подразумевается взаимосвязанная система подводныхвнутрипромысловых и магистральных трубопроводов и стояков, обеспечивающихтранспорт жидких и газообразных углеводородов от морских месторождений кбереговым базам.
1.4. Морская трубопроводная системавключает:
линейную часть (собственно трубопроводбез стояков, включая участок на берегу до арматуры, отключающий подводныйтрубопровод);
стояки (конструкции труб, выводящиеподводные трубопроводы на стационарные платформы);
запорную и отсекающую арматуру;
конструкции крепления стояков к элементамплатформ;
установки электрохимической защитытрубопровода от коррозии;
устройства энергоснабжения идистанционного управления запорной и отсекающей арматурой и установокэлектрохимической защиты;
сооружения технологической связи.
1.5. Подводная часть морскогонефтегазопровода (под термином "трубопровод") означает ту частьтрубопровода, которая расположена ниже водной поверхности при максимальномприливе.
Подводные переходы наземных магистральныхтрубопроводов в лиманах приливно-отливных зон относятся к морскимтрубопроводам.
1.6. Стояк нефтегазопровода(называемый стояком) означает соединительный трубопровод между трубопроводом наморском дне и оборудованием на стационарной морской платформе.
1.7. Стационарное морскоесооружение, на котором устанавливается стояк, в дальнейшем называетсяплатформой.
1.8. Под жидкимиуглеводородами подразумеваются: сырая нефть, конденсат, природный бензин,сжиженный нефтяной газ, нефтепродукты и их фракции в жидкой фазе.
1.9. Под газообразными углеводородамиподразумеваются углеводороды в газообразной фазе из скважин, разбуриваемых сцелью получения природного газа или жидких углеводородов.
1.10. Проект прокладкитрубопровода определяет:
оптимальную трассутрубопровода;
сортамент, марку стали и число труб;
способ достижения устойчивоститрубопровода на дне;
вид и количество пригрузки трубопровода;
способы защиты трубопровода отэлектрохимического и биохимического воздействия среды;
способ прокладки и организациюстроительства трубопровода с указанием необходимого состава техническихплавсредств для строительства трубопровода;
порядок испытания трубопровода;
объем и стоимость строительных имонтажных работ;
мероприятия по предотвращению загрязненияморя;
экономическую эффективность строительстватрубопровода [6].
1.11. Проектированиетрубопровода выполняется в три стадии:
технико-экономическое обоснование (ТЭО);
рабочие чертежи.
1.12. ТЭО разрабатывается дляопределения оптимального варианта трассы трубопровода, выбора основныхконструктивных элементов трубопровода и способа укладки, заглублениятрубопровода, а также для определения номенклатуры основного оборудования длястроительства и сметной стоимости строительства.
1.13. ТЭО разрабатывается наосновании имеющихся картографических материалов и минимального объемаинженерных изысканий вдоль намеченной трассы трубопровода.
1.14. В состав проекта встадии ТЭО включается:
план района с нанесенными изобатами итрассой вариантов трубопровода;
продольные профили по трассамтрубопровода с указанием глубины воды, геологической структуры дна и величинызаглубления трубопровода;
конструкция газотрубопровода,
пояснительная записка по гидравлическомурасчету трубопровода, а также расчет на прочность и устойчивость противвсплытия;
описание возможных технологических схемукладки и заглубления трубопровода;
технико-экономические расчеты повозможным вариантам строительства трубопровода;
материалы инженерных изысканий сописанием природных условий района строительства.
1.15. Технический проектразрабатывается после утверждения технико-экономического обоснования проектатрубопровода.
1.16. Технический проектвключает чертежи, пояснительный материал и информацию по:
- конструктивным размерам трубопровода;
- свойствам применяемых материалов,включая технические условия на поставку или изготовление;
- характеристике сварных соединений исварочных процессов;
- механическим соединениям и их монтажу;
- процессу изготовления и монтажутрубопровода (стояка, его основания, включая методы не разрушающих испытаний);
- системе антикоррозионной защиты;
- системе защиты от размыва;
- методам улучшения подготовки дна(заглубление, засыпка и т.п.);
- системе оснащения приборами дляуправления трубопроводом и стояком при монтаже и работе;
- способу ремонта установленноготрубопровода и стояка.
Указываются следующие данные обокружающей среде:
- профиль трассы трубопровода, включаяглубину воды, величину заглубления и т.д.;
- характеристика методов изучения иособенностей топографии дна и свойства грунтов;
- свойства грунтов, относящихся к ихоценке, как основания для трубопровода;
- топография дна моря;
- ветровые и волновые условия;
- приливы и течения;
- температура воздуха и моря;
- ледовая обстановка;
- сейсмическая активность;
- биологическая активность;
- нагрузки, включая их крайние значения,положение и направление;
- графики температур и давления длядействующей трубопроводной системы;
- загрязнение окружающей среды;
- предполагаемые способы и объемежегодных и специальных периодических обследований трубопровода.
В составе проекта представляются расчеты:
- трубопровода и стояка на прочность,разрушения от усталости и хрупкости;
- устойчивости стенок трубы;
- динамических нагрузок и напряжений,включая анализ вибрации;
- устойчивости трубопровода на морскомдне;
- системы защиты от коррозии.
1.17. На стадии технического проектаразрабатывается проект организации строительства (ПОС), который включаетописание принятых методов выполнения основных видов работ (сварочных,изоляционных, земляных, укладки трубопроводов и монтажа стояков). ПОС подлежитсогласованию со строительной организацией.
1.18. В составе проекта настадии рабочих чертежей представляются уточненные материалы, указанные ранее, атакже рабочие чертежи на отдельные конструкция.
Рабочие чертежи разрабатываются наосновании уточненных материалов инженерных изысканий, необходимость и объемыкоторых устанавливаются на стадии технического проекта. В состав рабочихчертежей входит уточненная смета на строительство трубопроводов и стояков.
1.19. Проект производстваработ (ППР) на строительство трубопровода разрабатывается строительнойорганизацией по материалам проекта организации строительства, рабочим чертежами материалам инженерных изысканий.
1.20. При проектированииследует учитывать все явления окружающей среды, которые могут ухудшитьфункционирование трубопроводной системы или снизить ее надежность. К этимявлениям относятся ветер, волнение, течение, сейсмические, геологические игеотехнические условия, температура воды, степень загрязнения, коррозионностьсреды и т.д.
1.21. Приливно-отливныеявления учитываются при определении нагрузок на трубопровод и стояк, а такжепри разработке проекта производства работ.
Максимальный прилив должен включать какастрономический прилив, так и нагон воды при шторме. Минимальный приливучитывает только астрономический прилив.
1.22. Учитываютсяодновременные действия приливно-отливных явлений, постоянного температурноготечения и волно-ветровые течения. При определении течений измеряют их скорость»как минимум, в трех точках: у поверхности, у дна и на середине глубины.
1.23. Для стояков учитываетсянепосредственное действие на них ветра, вызывающего вибрацию стояка.
Для стояков используются те же данные по ветровымнагрузкам, которые используются для расчета платформ. Бели стояк расположенрядом с другими частями платформы, то учитывается изменение скорости ветра врезультате нарушения поля потока.
1.24. На трубопровод и стояк волнениеможет воздействовать двояко: непосредственно (например, на незаглубленныйтрубопровод и не защищенный кожухом стояк) и косвенно (например, деформациястояка в результате воздействий волнения на платформу или деформациятрубопровода в результате колебательных движений трубоукладочной баржи приволнении).
Если стояк находится рядом с другимичастями платформы, то может измениться кинематика волн в связи с изменениемволнового потока. Указанный эффект взаимодействия учитывается в расчете. Длястояка используются в основном те же волновые данные, что и для проектированияплатформ.
Чтобы определить характеристику волнениявдоль трассы трубопровода, нужно принять ограниченное число зон, каждая изкоторых характеризуется практически постоянными глубиной воды, топографией днаи другими факторами, влияющими на волновые нагрузки.
Должны приводиться данные о волновомрежиме для каждой из зон с указанием высот и длин волн, их повторяемости повысоте и направлению, а также по сезонам года.
1.25. При сооружении трубопровода врайонах образования или передвижения льда учитываются:
воздействие льда на стояк и трубопровод;
потенциальная возможность пропахиваниядна льдом и контакт трубопровода с плавающим льдом;
помехи от льда при монтажных работах.
Для оценки ледовой обстановки необходимыследующие данные:
наличие и распространение припайногольда;
срок образования и вскрытия припайногольда, его толщина, плотность, торосистость в течение сезона;
наличие и распространение районов сполным промерзанием моря до дна; толщина, плотность, торосистость льда ипромерзание грунта в этом районе;
наличие и распространение зоны сподвижным льдом. Время появления льда и очищения от льда трассы трубопровода;
деформации прибрежного участка дна приперемещении льда.
1.26. Необходимо иметь точныеданные о температуре воздуха и моря. Эти данные используются для правильногоопределения температур при расчете температурных напряжений и вызванных имидеформаций, смещений и т.д. Наблюдения за максимальными, минимальными исредними температурами вдоль трассы трубопровода должны быть многолетними.
1.27. Приводятся данные оплотности и прозрачности морской воды.
1.28. В техническом задании напроектирование трубопровода указываются физический и химический составтранспортируемого продукта, а также оценка его коррозионной активности,давление и температура вдоль трубопровода.
Указываются предельные температура идавление, а также допустимые концентрации коррозионных компонентовтранспортируемого продукта, включая соединения серы, воды, соли и кислорода.
1.29. Учитывается влияние ихтеофауны моряна изменение нагрузок на стояк и трубопровод. Принимаются во вниманиебиологические и экологические факторы.
1.30. Бели трубопровод во время монтажаили эксплуатации подвергается воздействию других работ или мешает этим работам,это воздействие изучается. Особое внимание уделяется донному тралению ипостановке судов на якорь.
1.31. Для выбора системы защиты откоррозии необходимо учитывать следующие свойства (с сезонными колебаниями) морскойводы и грунта вдоль трассы: температуру, соленость, содержание кислорода;величину рН; сопротивляемость, течение, устойчивость морских донных отложений,биологическую активность (сульфатредуцирующие бактерии и т.п.).
1.32. Для составления плана акваториипроводятся гидрографические работы [9].Ширину съемки для выбора оптимальной трассы морского трубопровода рекомендуетсяпринимать до
План акватории выполняется в масштабе1:10000 - 1:20000 с изобатами через 0,5-
для продольного профиля горизонтальныймасштаб соответствует масштабу плана, вертикальный - 1:100 - 1:200.
1.33. Проводятсятопографические съемки прибрежной полосы, прилегающей к акватории трассы.Ширину полосы съемки рекомендуется принимать не менее
1.34. На совмещенном планеакватории и трассы должны быть нанесены имеющиеся инженерные сооружения,судоходные пути и каналы, места стоянки судов.
При выполнении топографическихизысканий отмечают следующие особенности, влияющие на конструкцию и укладкутрубопроводов:
препятствия в виде обнаженных скальныхпород, крупных валунов и другие, которые необходимо удалить или сравнять доукладки трубопровода;
потенциально неустойчивые склоны,глубокие долины и эрозия в виде размывов и наносов.
1.36. Геологическимиизысканиями определяют структуру грунта вдоль трассы трубопровода и степеньдеформация прибрежной полосы и морского дна вдоль трассы.
1.37. Геотехнические свойствадонных отложений можно получить сейсмическими работами, взятием проб грунта (наглубине до
По образцам грунта должны быть полученыследующие данные:
- сопротивление грунта срезу, Н/см2;
- естественное насыщение водой, %;
- объемная плотность, кг/см3;
- плотность сухого остатка, кг/см3;
- влажность нижнего предела пластичности,%;
- влажность, %;
- предел текучести, Н/см2;
- пластичность;
- гранулометрический состав.
Следует указать группу грунта и условиеперехода грунта в жидкопластичное состояние (при волнении и засыпке траншей).
2.1. Трубопроводы должныработать без разрушения в течение всего срока их эксплуатации (обычно в течение20-30 лет).
2.2. Для морских трубопроводовне требуется строительства резервных ниток.
2.3. Трубопроводы должны бытьзапроектированы и построены с учетом недопустимости загрязнения морскойакватории транспортируемыми продуктами.
2.4. На трубопроводеустанавливаются автоматические устройства, предупреждающие возможностьувеличения рабочего внутреннего давления в любой точке трубопровода более чемна 10%. Должно быть предусмотрено также автоматическое отключение трубопроводаот головных сооружений в случае его разрыва.
2.5. Трасса подводноготрубопровода определяется необходимостью его подключения к технологическимсооружениям с учетом требований безопасности существующих коммуникаций пристроительстве трубопровода, а также минимального гидродинамического воздействияпри эксплуатации трубопровода.
2.6. Трасса трубопроводадолжна быть согласована с гидрографической службой бассейна и другимизаинтересованными организациями.
2.7. Удаление трассытрубопровода от морских гидротехнических сооружений должно составлять не менее
2.8. При укладке трубопровода,параллельно ранее уложенному, расстояние между ними проектируется с учетомспособа прокладки, грунтовых условий дна, глубины моря, направления ветра,волн, течений при строительстве трубопровода и т.д. (не менее
При одновременной укладке двух или болеетрубопроводов расстояние между ними назначается из условий возможностипроизводства их ремонта.
2.9. При прохождении трассытрубопровода в районе воздушной линии электропередачи (ЛЭП) трасса должна бытьудалена от опор ЛЭП на расстояние высоты опоры плюс десять метров.
2.10. Пересечение трассы трубопроводас подводными коммуникациями и трубопроводами допускается при принятии мер,обеспечивающих их сохранность в процессе строительства и эксплуатации.
Расстояние по вертикали междупересекающимися трубопроводами в свету должно быть не менее
2.11. Наименьший радиускривизны трассы должен быть не менее допустимого предельного радиуса изгибатрубопровода, определенного расчетом на прочность и устойчивость положениятрубопровода и стенок труб под воздействием совокупности статических,динамических и температурных нагрузок.
2.12. Подводные трубопроводына прибрежных участках трассы рекомендуется заглублять в траншеи. Глубина ипротяженность траншеи определяется проектом [11- 13].
2.13. Трубопровод должен быть такжезаглублен или иметь специальную защиту на участках трассы, где возможноповреждение судовыми якорями и рыболовными тралами.
Величина заглублениятрубопровода назначается в проекте в зависимости от инженерно-геологических,гидрометеорологических и других условии трассы трубопровода, однако этаглубина, считая от верхней кромки трубопровода, должна бить не менее
В районах, в которых возможновспахивание льдом прибрежного грунта, трубопровод должен быть заглублен наглубину, превышающую глубину проникновения льда в грунт. Допускается применениедругих способов защиты против воздействия льда на трубопровод, если ихнадежность будет обеспечена (например, установка над трубопроводом бетонныхплит или насыпи).
При определении величины заглублениятрубопровода следует учитывать также следующие факторы. Расчетную величинузаглубления следует назначать от наиболее низких отметок морского дна с учетомпрогнозируемых его деформаций. Длина прибрежного участка, на которомтрубопровод должен быть заглублен, выбирается в зависимости от рельефа дна иберега.
Детальные геологическиеизыскания для определения величины заглубления трубопровода или его засыпкидолжны предупреждать образование провисающих участков трубопровода при местныхразмывах дна.
2.14. Засыпку траншейнеобходимо производить только в том случае, когда естественный намыв грунта подвоздействием волнения и течения будет продолжительным.
2.15. В тех районах, где морскоедно неустойчиво и может произойти размыв, производятся периодическая проверкасостояния дна, насаждение искусственных водорослей, установка заграждений ит.п.
2.16. Для строительстватрубопроводов и стояков применяются стальные бесшовные или прямошовные трубы,изготовленные, в соответствии с ГОСТ 8732-78,ГОСТ20295-74, Техническими условиями, из малоуглеродистых и низколегированныхсталей по ГОСТ 380-71, ГОСТ14959-79, ГОСТ19282-73, отвечающих требованиям СНиП II-45-75.
2.17. Сварочные иизолировочные материалы, арматура и детали трубопроводов и стояков должнысоответствовать требованиям СНиП II-45-75,государственных стандартов и технических условий. Запрещается применение труб,материалов и оборудования, не имеющих сертификата или паспорта, а так жетоварного знака на изделии, подтверждающих соответствие требованиямгосударственных стандартов или технических условий.
2.18. Кольцевые одиночные грузы,применяемые для пригрузки трубопроводов, выполняются в соответствии со СНиП II-45-75.
2.19. Обетонированные трубы выполняются всоответствии с ТУ 51-942-80 и должны сопровождаться документом, в которомприводятся:
сортамент стальной трубы;
длина трубы;
объемная масса бетонного покрытия;
масса обетонированной трубы;
средняя толщина бетонного покрытия.
2.21. На каждую трубу назаводе должен быть составлен сертификат; кроме того, на конце каждой трубы, свнутренней ее стороны, краской должны быть обозначены; марка материала,диаметр, толщина стенки и длина трубы, номер плавки, масса и номер заказа.
2.22. Сварка и контрольсварных соединений производятся в соответствии с указаниями СНиП III-42-80 "Магистральные трубопроводы. Правилапроизводства и приемки работ".
2.23 Сварочные материалыдолжны отвечать требованиям СНиП II-45-75 "Магистральные трубопроводы.Нормы проектирования".
2.24. Снятие фасок на трубахвыполняется непосредственно перед сваркой, в связи с повышенной коррозией сталив морских условиях. Для этого береговые базы и трубоукладочные баржи оснащаютсямашинами для обработки кромок труб.
2.25. При сварке трубопроводана трубоукладочной барже рекомендуется удалять центратор лишь после наложениякорневого и первого слоя сварного шва; это связано с возможностью продольнойподвижки трубопровода на роликовой дорожке баржи.
2.26. Для обеспечениятребуемого качества стыковки сварных соединений труб большого диаметра (600-
применение в качестве материала труб изсталей с содержанием углерода не более 0,15%;
смещение стыков труб при сборке не болеечем на
выполнение подварочного слоя безохлаждения корневого слоя шва.
2.27. Трубопроводы, стояки иопоры стояков должны быть надежно защищены от коррозии, вызываемой воздействиемокружающей среды.
2.28. Система защиты откоррозии включает наружное защитное покрытие металлической поверхноститрубопроводов, стояков и опор стояков во всех коррозионно-активных зонах иэлектрохимическую защиту металла трубопроводной системы превращениемповерхности труб в катод электрохимического элемента.
Защита внутренней поверхноститрубопроводов и стояков требуется, если при укладке или эксплуатации они могутподвергаться коррозии или эрозии.
Транспортируемые газы рассматриваются какне эрозионные (не обладающие истирающим действием), если в них отсутствует пыльи скорость движения запыленного газа не превышает 12 м/с, и некоррозионными,если относительная влажность газа при минимальной температуре трубопроводаменьше 80%, а точка росы при максимальном рабочем давлении и минимальнойрабочей температуре на 5°С ниже температуры трубопровода.
2.29. На трубопроводах истояках следует применять наружные защитные покрытия, обеспечивающие ихнадежную работу на расчетный период эксплуатации.
2.30. Технические характеристикиизоляционных покрытий (тип, толщина, физико-механические свойства, удельноеэлектрическое сопротивление, устойчивость к действию микроорганизмов, а такжеспособы испытания и контроля их качества) должны соответствовать требованиямпроекта и отраслевых стандартов и специальной нормативно-техническойдокументации (ГОСТ 9.015-74)
Покрытие должно быть стойким кповреждениям при хранении, транспортировке, монтаже, эксплуатационных нагрузкахи нагрузках окружающей среды.
2.31. Технические условия на процесснанесения изоляционных покрытий должны включать:
- основные технологические параметры дляобеспечения качественного нанесения и испытания покрытий;
- описание площадки и основногооборудования для нанесения покрытий;
- качественные характеристики материалапокрытий;
- качественные характеристики поподготовке поверхности перед нанесением покрытия;
- предельные значения температуры ивлажности воздуха при нанесении покрытия, а также временные интервалы отдельныхэтапов работы по нанесению покрытия;
- методы испытаний и проверки качествананесенного покрытия, а также критерии его приемки в эксплуатацию.
2.32. Для стояков в зонепериодического смачивания устанавливается усиленная антикоррозионная защита, апри ее проектировании принимаются во внимание:
- максимальная, минимальная и средняятемпература углеводородов при эксплуатации;
- температура поверхности стояка над ипод водой;
- частота изменения температуры приэксплуатации;
- чередование увлажнения и высыхания;
- сопротивление старения антикоррозионнойзашиты под действием воздуха, морской воды и солнечной радиации;
- совместимость различных материалов;
- простота ремонта и ухода.
Одним из способов защиты в этой зонеможет служить обшивка никелевыми сплавами, облицовка сталью, железобетоном,вулканизированной резиной, армированными пластиками и т.д.
2.33. Электрохимическую защитуосуществляют с помощью технологической системы, которая включает станциикатодной защиты (или протекторы), анодные заземления, соединительные кабели ипровода, изолирующие соединения, контрольно-измерительные пункты.
Электрохимическая защита от коррозиидолжна обеспечить достаточную защиту трубопровода и стояка на расчетный периодих эксплуатации. Система защиты может быть рассчитана па более короткий период,если запланирована повторная установка анодных протекторов.
2.34. Технические условия натехнологическую систему электрохимической защиты трубопроводов должны включатьинформацию по:
- схемам размещения иэлектрическим соединениям средств защиты;
- диапазону рабочих параметров защитныхустановок; критерию защити и протяженности защитной зоны единичной установки;
- срокам плановой реконструкции.
2.35. Проект электрохимическойзащиты должен соответствовать техническим условиям на технологическую системузащиты и предусматривать рабочие режимы защитных установок.
2.36. При проектированииэлектрохимической защиты следует учитывать следующие основные факторы:
- удельное электрическое сопротивлениеизоляционного покрытия или общую площадь обнаженной поверхности трубопровода,подлежащую защите;
- продолжительность эксплуатациисооружения или необходимый срок действия защиты, а также состояние его намомент включения защитных установок;
- химический состав и температуру морскойводы, и возможное их изменение во времени;
- скорость и направление течения, и егопостоянство;
- содержание кислорода в морской воде илистепень ее аэрации;
- возможные места подключения кисточникам энергоснабжения и места контактов с трубопроводом.
2.37. Противокоррозионнуюзащиту стояков в зоне периодического смачивания можно осуществлятьэлектрохимическим способом, при этом на поверхности стояка в этой зоне следуетзакреплять гигроскопичный материал, обеспечивающий постоянный слой электролита,необходимого для распространения защитного тока.
2.38. Трубопроводы следуетизолировать от всех береговых и морских сооружений с помощью изолирующихсоединений (фланцев) независимо от наличия технологической системыэлектрохимической защиты.
2.39. Анодные протекторы могутизготавливаться из цинка, магния или алюминия; при этом они снабжаютсясвидетельством, в котором указаны изготовитель, состав сплава (техническиеусловия на анод), число зарядов, химический анализ, способ анализа и др.Поверхность анода должна быть без покрытия или трещин, влияющих на эффективностьанода.
Токоотдающие электроды технологическойсистемы электрохимической защиты закрепляют на трубопроводе с помощьюметаллических хомутов или шин и надежно электрически подключают в цепь защитнойустановки; при этом следует избегать электрического контакта между электродамии металлической арматурой утяжеляющих пригрузов.
Соединение кабеля с трубопроводомрасполагается на расстоянии
2.40. Если отдельные анодныепротекторы устанавливаются на некотором расстоянии от трубопровода, следуетпринимать меры против их смещения и соединительных кабелей. Те же мерыпредосторожности применяются при установке заземлителей для защитной системыналоженного тока.
2.41. Критериемэлектрохимической защиты могут быть величина наложенного или защитногопотенциала трубопровода относительно окружающей среды, или плотность катодноготока на его защищаемой поверхности.
Минимальный защитный потенциалтрубопровода относительно окружающей среды должен составлять по абсолютнойвеличине не менее 0,8 В по хлорсеребряному электроду сравнения. Максимальнодопустимый потенциал для защиты изолированных трубопроводов не должен превышатьпо абсолютной величине 1,0 В по хлорсеребряному электроду сравнения.
2.42. Для контроляэффективности электрохимической защиты необходимо проводить регулярныеизмерения потенциалов защищаемого трубопровода с помощью хлорсеребряногоэлектрода сравнения не реже двух раз в год.
2.43. В случае опасностикоррозионного разрушения внутренней поверхности морских трубопроводов, онидолжны быть, защищены с помощью ингибиторов или внутреннего изоляционногопокрытия.
2.44. Защиту трубопроводов откоррозии в Каспийском море осуществляют в соответствии с указаниями,приведенными в "Инструкции по защите от коррозии морскихтрубопроводов" (И-39-08-02-76 Каспморнефти).
2.45. Трубопровод должен иметьдостаточную массу для погружения на дно моря во время его укладки иобеспечивающую устойчивое положение трубопровода на дне в период егоэксплуатации.
2.46. Балластировка икрепление трубопровода производятся следующими способами:
сплошным бетонным покрытием сармированием металлической сеткой;
установкой на трубопроводе отдельныхбетонных пригрузов;
увеличением толщины стенок трубы (впределах экономической целесообразности);
установкой анкерных креплений.
Балластировку трубопровода рекомендуютпроизводить сплошным бетонным покрытием.
2.47. Все покрытия и изделия,применяемые для балластировки и закрепления трубопровода, должны обладатьмеханической и химической стойкостью по отношению к воздействию морской среды,в которой они установлены.
Конструкция покрытия и изделия длябалластировки должна обеспечивать сохранность наружного изоляционного покрытиятрубопроводов. Рекомендуется применять утяжеляющее покрытие и отдельныепригрузы из материала с объемной массой не менее 2300 кг/м3.
2.48. Утяжеляющее покрытиерассчитывается на полный срок службы трубопровода. Местные ударные нагрузки недолжны приводить к потере утяжеляющего покрытия.
2.49. Технические условия наутяжеляющее покрытие включают описание конструкции покрытия, сырья для егоизготовления, арматуры, физико-механических свойств, способов нанесения ииспытания.
Способы испытаний должны соответствовать условиямукладки и эксплуатации трубопроводов.
2.50. Масса бетонного покрытиязависит от наполнителя. Во избежание излишней толщины можно использоватьтяжелые наполнители магнетит, гематит и т.п.
При сварке и укладке трубопровода вморских условиях возможно появление концентрации изгибающих усилий в стыках.Для предотвращения этого явления рекомендуется прорезать по окружностикольцевую прорезь шириной 3 -
2.51. Если при стыковке отдельных трубили секций труб в морских условиях сохраняется сплошное бетонное покрытие понаружному-диаметру, то производится обетонирование зоны около сварного шва. Дляэтого вокруг трубы на стыке крепится формовочное устройство, обычно состоящееиз тонкого листового металла, которое наполняют бетонной массой. При этомнеобходимо контролировать температуру материала для обеспечения равномерногопотока и хорошей связуемости с защитным покрытием нанесенным на стационарнойбазе, и с неизолированной сталью формовочного устройства, котораяпредварительно очищается и грунтуется.
После обетонирования каждаятруба взвешивается и маркируется. Отклонение массы каждой обетонированной трубыдолжен быть в пределах 1% от заданной массы. Если для различных участковтрубопровода предусматривается прокладка трубопроводов с различной массой, тотрубы рекомендуется маркировать с добавлением в бетон цветного пигмента.
Прочность бетона на сжатиедолжна быть не менее 320 кгс/см2. Для контроля из каждой десятойтрубы, после выдержки рекомендуется брать три образца для проверки бетона насжатие.
Перед транспортировкой трубы обычновыдерживают после обетонирования в течение 4 - 6 недель. При толщине бетонногопокрытия свыше
2.54. Трубопроводы,прокладываемые в районах с интенсивным судоходством, рыболовством и особенновоздействием льда в придонном слое воды, следует проектировать с прочнымбетонным покрытием.
2.55. На концевые участки трубдлиной 225 -
При укладке трубопроводов сбетонным покрытием с трубоукладочных барж, использующих натяжные машины, должнобыть обеспечено достаточное сцепление между бетоном и защитным покрытием натрубе. Производить работы возможно в том случае, если обеспечиваютсясрезывающие напряжения между бетоном и изоляцией 0,6 кгс/см2 ибольше.
2.57. Закреплять трубопроводы напроектных отметках с помощью анкеров можно при условии, если геологическоестроение дна позволяет погрузить и, закрепить анкер в толще грунта.
Рекомендуется применять одно илимноголопастные винтовые анкеры. Трубопровод крепят к анкерам стальнымибандажами.
2.58. Понтоны - пригрузы, заполненныеводой, применяют в период монтажа и погружения трубопровода, а также при балластировкевременных трубопроводов.
2.59. Если по подводному трубопроводутранспортируют газ с отрицательной температурой, то при расчете обтеканиятрубопровода потоком и определении величины балластного пригруза следуетучитывать обледенение трубопровода и возможность промерзания и деформациигрунтового основания (дна водоема).
2.60. Диаметр подводныхтрубопроводов определяется технологическим расчетом.
2.61. Прокладка трубопроводовс толщиной стенки менее
Конструкция крепления стояка ксвае или траверсе должна предотвращать непосредственное соприкосновение стоякасо сваей или траверсой.
2.62. Необходимо принятьконструктивные мероприятия по обеспечению надежной прочности стояка и егокрепления к платформе. Особенно это важно в ледовых условиях, когдарекомендуется устанавливать стояк внутри одной из опор платформы. Соединениеподводного трубопровода в этом случае может быть выполнено на фланцах. Послесоединения примыкающий участок трубопровода может быть заглублен путем подмыва.
Участок подводного трубопровода,непосредственно примыкающий к стояку, должен иметь запас длины (слабину) с учетомвозможных размывов.
2.63. У стационарных морскихплатформ стояки располагаются в зоне, свободной от навала судов.
2.64. Если около платформырасположена группа стояков, то каждый из стояков индивидуально крепится кплатформе.
Расстояние между стояками соседнихтрубопроводов должно составлять не менее
2.65. Повороты подводныхтрубопроводов конструктивно выполняются крутозагнутыми коленами.
2.66. Радиус крутозагнутыхколен назначается с учетом обеспечения возможности пропускаэластичных скребков.
2.67. На трубопроводахустанавливается стальная арматура равнопроходного сечения, рассчитанная нарабочее давление в трубопроводе. На морском конце трубопровода запорнуюарматуру устанавливают на стационарном морском сооружении. На береговом концезапорную арматуру устанавливают в грунте или в колодце.
Место установки определяется проектом.
2.68. Фитинги следуетиспользовать только кованые или штампованные по действующим ГОСТам или ТУ.
3.1. Трубопроводную системурассчитывают на действие комплекса наиболее неблагоприятных эксплуатационныхнагрузок и нагрузок, вызванных воздействием окружающей среды.
При анализе этих нагрузок трубопроводподвергают воздействию неблагоприятных комбинаций, величин и направлений сил,которые могут действовать одновременно. При этом учитываются все этапыстроительства и эксплуатации трубопровода или стояка.
3.2. Эксплуатационные нагрузкиобычно вызываются массой, давлением, температурным расширением и сжатием,предварительным напряжением.
При расчете характеристик массыучитывают: массу трубопровода, включая покрытие и все приспособления ктрубопроводу;
массу транспортируемого продукта;
плавучесть.
В давление включают:
внутреннее давление жидкости;
наружное гидростатическое давление;
давление грунта для заглубленноготрубопровода.
Температурное расширение и сжатиеучитывает, прежде всего, влияние температуры продукта на температуру материалатруб. При этом учитывается разность между температурой материала в периодэксплуатации и укладки.
Предварительное напряжение (например,постоянная кривизна или постоянное удлинение при укладке) принимается вовнимание в такой степени, в какой предварительное напряжение влияет наспособность трубопровода выдерживать нагрузку.
Эксплуатационные нагрузки в основномстатичны, за исключением в определенных условиях внутреннего давления жидкости,которое может изменяться во времени довольно быстро и вызывать динамическиенагрузки.
3.3. Нагрузки при укладкетрубопровода вызываются его массой, плавучестью, давлением окружающей среды.
Типичными нагрузками при строительныхработах являются нагрузки при опускании трубопровода на дно и усилия оттраншеекопателя, когда заглубление трубопровода выполняется после его опусканияна дно.
3.4. Нагрузки от окружающейсреды носят случайный характер и должны, в принципе, определяться с помощьювероятностных методов. При одновременном действии различных явлений окружающейсреды нагрузки следует определять соответствующим наложением отдельныхпоследствий, принимая во внимание в расчет вероятность одновременного ихдействия.
Длявнутрипромысловых трубопроводов расчетными являются волны 10-процентнойобеспеченности по высоте при шторме повторяемостью 1 раз в 10 лет.
Нагрузки на трубопровод от волн итечений, а также необходимая масса трубопровода на дне, обеспечивающая емуустойчивость при воздействии волн и течений, определяется в соответствии:
СНиП II-57-75 "Нагрузкии воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов)";
Руководства по определению нагрузок ивоздействий на гидротехнические сооружения (И 58-76, ВНИИГ).
3.6. Стояки трубопроводоврассчитываются на прочность от внутреннего давления с учетом воздействия волн итечений.
Расчет производят на основе воздействияволн 1-процентной обеспеченности по высоте в сочетании со средней длиной волныв системе волн расчетного шторма повторяемостью 1 раз за проектный срок службытрубопровода.
3.7. Величина максимальной ветровойнагрузки принимается по аналогии с нагрузкой, рассчитанной для платформ. Приэтом следует учитывать возможность вибрации стояков, имеющих большоеотносительное удлинение из-за циклических нагрузок от ветра.
3.8. Если стояк значительноотклоняется от вертикального положения, то следует учесть возможность появленияударной нагрузки, вызванной давлением волн на открытый стояк.
Для открытых (незащищенных) стояков итрубопроводов учитывают возможность появления вибрации, вызванной циклическиминагрузками от потока.
3.9. При одновременномвоздействии волнения и течения, вызванные ими усилия, на трубопровод и стояксуммируются.
3.10. При укладке трубопровода струбоукладочной баржи и установке стояка с судна следует учитывать воздействиеколебания плавучих средств, вызванных волнением, на трубопровод и стояк.
3.11. Трубопроводы или защитные ихпокрытия следует рассчитать на возможность повреждения от случайных нагрузок(таких, как удар траловых досок и якорей).
3.12. Если стояки на платформе защищеныот навала судна и других механических воздействий с помощью специальныхзащитных ограждений, то необходимо рассчитать от этих повреждений защитноеограждение.
3.13. В районах, в которыхможет образоваться или дрейфовать лед, необходимо учитывать возможность обмерзаниястояка, навал от него дрейфующего льда, а на мелководье - возможность контактатрубопровода со льдом.
3.14. Трубопроводы и стоякирассчитывают для следующих возможных видов разрушения: чрезмерного прогибатрубы; выпучивания стенки трубы; усталостного разрушения трубы; чрезмерногоразрушения утяжеляющего покрытия или его потеря; местной потери устойчивоститрубы.
3.15. Толщину стенкитрубопровода следует определять в соответствии с требованиями главы СНиП II-45-75, приняв за нормативное сопротивление растяжению(сжатию) металла труб временное сопротивление 6д по государственным стандартами техническим условиям.
Толщинустенки трубопровода по внутреннему давлению определяют по формуле
|
| (1) |
где Dн - наружныйдиаметр трубы, см;
Р - расчетное давление в трубопроводе, кгс/см ;
n - коэффициент перегрузки расчетного давления, равный1,1;
R1 - расчетное сопротивление материала, формула которогоимеет вид:
|
| (2) |
где m -коэффициент условий работы трубопровода, равный 0,6;
К1 - коэффициент безопасности по материалу, принимаемыйпо табл.8 СНиП II-45-75;
Кн - коэффициент надежности, принимаемый по табл.10 СНиПII-45-75;
σв - минимальное значение временного сопротивления, принимаемоепо государственным стандартам и техническим условиям на трубы.
Расчетное давление втрубопроводе Р, уложенного на дно моря при глубине Н,определяется по формуле:
| Р = Рэкс - Рв |
где Рэкс - расчетноевнутреннее эксплуатационное давление, кгс/см2;
Pв - давление столба воды над рассматриваемой точкойтрубопровода, кгс/см2;
| Рв = γв × hв | (4) |
где γв- объемная масса морской воды, кг/см3;
hв - высока столба воды над трубопроводом , см
| hв = H + Δh |
где Н - глубина моря врасчетной точке, см;
Δh - превышение взволнованной поверхности над расчетнымуровнем Н, см.
3.16. Толщину стенкитрубы трубопровода следует дополнительно определять по внешнему давлению изусловия
|
| (6) |
где rcp -радиус трубы, см;
Е - модуль упругости материала трубы, кгс/см.
3.17.Сплющивание (овальность) трубы в результате изгиба не должна превышать 1%
|
| (7) |
Этот допуск относится к деформациямпри эксплуатации трубопровода, например, к заданной кривизне заглубленноготрубопровода или кривизне незаглубленного трубопровода, постоянноконтактирующего с дном.
Для незаглубленноготрубопровода, не находящегося в контакте с грунтом, эти требования применимыпри условии, что прогиб трубопровода приведет к такому контакту с дном, чтодеформация прекратится до превышения допускаемой величины.
3.18. Проверку прочноститрубопровода следует производить по разделу 8.29 СНиП II-45-75. При определении расчетного сопротивления R2коэффициент условий работы m,прижимается при действии только эксплуатационных нагрузок на трубопровод 0,9;на стояк 0,75. При одновременном действии эксплуатационной нагрузки и нагрузки отокружающей среды: на трубопровод - 1,1; на стояк - 0,95.
Рекомендуется такжепроизвести проверку прочности по объемному напряженному состоянию из условия
|
| (8) |
|
| (9) |
где σr -предел текучести материала труб;
m -коэффициент условий работы, принимаемый в соответствии с п.3.18;
- максимальные суммарные продольные напряжения,принимаемые в соответствии с разд. 8.22 СНиП II-45-75;
- кольцевыенапряжения от внутреннего давления, принимаемые в соответствии с указаниямиразд. 8.21 СНиП II-45-75.
Напряжение сдвига τ(в точках с координатами х и у) можно вычислить по следующей формуле:
где 
- угол между радиусом, проходящим черезрассматриваемую точку (х, у) и направлением силы Q;
Мг - скручивающий момент;
Q - сдвигающая (перерезывающая) сила.
3.19. Проверку деформацийтрубопроводов следует производить в соответствии с разделом 8.21. СНиП II-45-75 при этой величину коэффициента С следуетпринимать для продольных напряжений при действии только эксплуатационнойнагрузки:
- для стояка - 0,65;
- для трубопровода - 0,75.
При одновременном действииэксплуатационной нагрузки и нагрузки и окружающей среды:
- для стояка - 0,85;
- для трубопровода - 0,95.
При расчете кольцевых напряжений 
, вызванных перепадом, между внутренним и внешнимдавлением, значение коэффициента С принимается равным 0,76.
Рекомендуется такжепроверять деформации по объемному напряженному состоянию из условия:
|
| (11) |
где σэк- напряжения, определяемые из формулы (9).
3.20 При выборе толщины стенкитрубопровода допуски на коррозию и эрозию нельзя включить в номинальнуютолщину, используемую для определения напряжений.
3.21. При расчетах прогиба инапряжений влияние бетонного покрытия на стальной трубопровод обычно непринимается во внимание. Покрытие, которое значительно увеличивает жесткостьтрубопровода, учитывается в расчетах.
3.22. Появление в периодэксплуатации трубопровода сжимающих напряжений может привести к выпучиванию(потере устойчивости) стенки трубы в результате:
- местного выпучивания стенки от внешнегодавления, осевого усилия и изгибающего момента;
- распространения вмятины (выпучивания)от внешнего давления, возникающего из-за появления вмятины (местноговыпучивания) или аналогичного дефекта;
- потери устойчивости стенок трубопроводав результате его общего сжатия как стержня.
3.23.Проверка устойчивости трубопровода от местного выпучивания стенки трубы приодновременном действии внешнего давления, осевых усилий и изгибающего моментапроизводится по формуле:
|
| (12) |
где 
- кольцевые напряжения от внешнего давления воды,определяемые по формуле
Значения напряжений σ01принимаются равными меньшему значению из величин ψ*R и 
(Е - модуль упругости стали, Dсрсредний диаметр трубы). Величину коэффициентов ψ* и Спринимают по табл. 39 СНиП II-В.3-72 взависимости от отношения D/2σ и класса стали. Для нефтегазопроводов значениекоэффициента С = 0,3 значение ψ* обычно лежит впределах 0,8 - 0,93.
Значение σ02определяют по формуле
|
| (13) |
Значения коэффициента условийработы m принимаются следующими:
- для трубопроводов - 0,9;
- для стояков - 0,75.
3.24. Если появляетсязначительное внешнее давление (например, когда давление внутри трубопроводаравно атмосферному), и продольные напряжения 
в трубопроводе не известны, то отношения действующихкольцевых напряжений 
к критическим напряжениям σ01должны быть не больше 0,58 для газопроводов и 0,70 - для нефтепроводов.
3.25. Остаточная деформация,вызванная процессом укладки трубопровода на дно, не Должна превышать допустимыхпределов. Бели нет специальных исследований в этой области, то достаточно,чтобы остаточная продольная деформация не превышала 0,002 (0,2%) при самыхнеблагоприятных условиях окружающей среды (ветра, волн и течения). Это условиеотносится также к участкам трубопровода, на которых деформация не изменяется иконтролируется (например, на жесткой рампе трубоукладочной баржи).
3.26. Трубопроводы или участкитрубопроводов, а также стояки, которые могут быть подвержены значительнымколебаниям, должны рассчитываться на усталость. Особое внимание уделяетсяпровисающим участкам, которые могут колебаться в результате вихревого обтеканияпотоком жидкости.
Типичными причинами колебания напряженийв стояке являются движение (перемещение или деформация) платформы,непосредственное силовое действие волн, вибрация стояка под действием волненияи ветра.
Анализ усталостных напряжений особенноважен для тех частей конструкции, в которых возможно появление концентрациинапряжений.
3.27. При нормальных условияхукладки трубопровода эффект усталости материала труб можно не принимать вовнимание при условии, что приняты меры для избежания повторяющейся нагрузки (водном и том же месте) в течение длительного периода. Бели при укладке илиэксплуатации трубопровода предполагается появление усталостных напряжений, тонеобходимо рассчитывать трубопровод на выносливость.
3.28.Расчет на выносливость трубопроводов и стояков при малоцикловых нагрузкахотличается от расчета на статическую прочность только тем, что расчетноесопротивление металла труб и их сварных соединений R2понижают на коэффициент выносливости γ, который устанавливается извыражения
|
| (14) |
где σρk -ограниченный предел выносливости конструкции трубопровода при заданном числе ихарактеристике циклов нагружения ρ и наличии концентраторовнапряжений К, кгс/мм2;
σТ - предел текучести материала труб, кгс/мм2.
При этом следует иметь в виду, чтоприведенная зависимость (14) может быть использована при условии σρk ≤σТ , так как в качестве предельно допустимого напряженияпринят предел текучести материала конструкции трубопровода.
В аналитическом видеограниченный предел выносливости трубопровода определяют по формуле
|
| (15) |
где σв и σ-1,k -соответственно предал прочности материала труб и ограниченный предел выносливостиконструкции трубопровода с концентраторами напряжений при симметричном цикленагружения, кгс/мм2;
ρ - характеристика цикла нагружения трубопровода,равная отношению наименьших к наибольшим напряжениям (по абсолютной величине), возникающихв трубопроводе при воздействии внешних нагрузок.
При симметричном цикле нагружения ρ= -1 выражение (15) упрощается и принимает вид σρk = σ-1,k
Для расчета можно использоватьэмпирические зависимости между знакопеременными напряжениями в трубопроводе присимметричном цикле нагружения и числом циклов, предшествующих их разрушению отусталости при малоцикловых нагрузках. Эти зависимости имеют следующий вид:
при работе трубопроводабез контактов с морской водой
|
| (16) |
при воздействии морской воды
|
| (17) |
Эти зависимости установленыэкспериментальным путем на базе числа циклов N = 106 для трубиз малоуглеродистой стали.
Используя формулы (14) - (17), не сложнорассчитать значения коэффициента γ для различных условий сооруженияморских трубопроводов.
Значения эффективного коэффициентаконцентрации напряжений β приведены в табл. 1.
Таблица 1
| Расчетные сечения конструкции трубопровода | Коэффициент β для труб из углеродистой стали | |
| на воздухе | в морской воде | |
| Основной металл труб с необработанной прокатной поверхностью | 1,0 | 1,1 |
| Стыковые сварные соединения труб: механизированная электродуговая сварка под флюсом, полуавтоматическая в среде углекислого газа и т.д. | 1,2 | 1,5 |
| ручная электродуговая сварка | 1,3 | 1,6 |
| контактно-стыковая сварка непрерывным оплавлением | 1,4 | 1,5 |
| то же, со снятым усилением сварного шва механическим путем | 1,0 | 1,1 |
| Стыковые сварные соединения труб с непроваром в корне шва до 10% от толщины стенки трубы | 1,5 | 1,8 |
3.29. Призаглублении трубопроводов особое внимание необходимо уделять обеспечениюзаданной кривизне трубопровода во времяего опускания в траншею, а также влиянию траншеекопателя или процессазаглубления на трубопровод, особенно его защитному покрытию.
3.30. Стояк рассчитывают наместное выпучивание стенки трубы, вызванное внешним давлением, осевым усилием иизгибающим моментом. В зависимости от способа опирания и нагрузки на стоякможет потребоваться исследование устойчивости стояка, как стержня при сжатии.
Стояки должны проектироваться такимобразом, чтобы их выпучивание, как стержня при сжатии, было невозможным.
3.31. Опоры для стояковконструируются таким образом, чтобы получить равномерную передачу сил междустояком и опорой. Опоры обычно рассчитываются с той же степенью надежности, каки стояк, который они поддерживают.
3.32. При монтажных работах, независимоот способа монтажа, анализ проводится для того, чтобы убедиться в прочностистояка и соединенного с ним трубопровода; при этом надежность готовойтрубопроводной системы должна соответствовать проекту.
Если стояку придают постоянную кривизну,то в качестве критерия принимают ограничение в деформации и сплющивании вместонапряжения.
Допускаемая постоянная деформация зависитот вязкости материала трубы. Допускается общая постоянная деформация от изгибане более 1,5%. Если процесс изгиба включает последовательно изгибание ивыпрямление участка трубопровода, то овальность не должна превышать 1%(соответствующие радиусы кривизны - 33Dн и 50Dн).
Овальность, вызваннаяпостоянной кривизной, не должна превышать 1,5%, Максимальная допустимаяовальность должна составлять 2,5% (вместе с начальной овальностью 1%).
|
| (18) |
3.33. Длязаглубленных трубопроводов изгибающий момент определяется в зависимости откривизны трубопровода вдоль траншеи.
Для не заглубленных трубопроводов максимальнаядлина провисающего участка определяется из характера вертикального профилятрубопровода и размеров ожидаемых провисающих участков трубопровода. Бели такиеданные получить затруднительно, то для расчета можно принять длину провисающегоучастка, равную 100 диаметрам трубопровода.
3.34. При укладкетрубопроводов способом протаскивания по дну общие напряжения, вызванныерастяжением и изгибом, не должны превышать нормативного сопротивлениярастяжению, при этом значение коэффициента условий работы m принимаетсяравным 1.
3.35. Трубопровод должныпригружать, закреплять или заглублять таким образом, чтобы при эксплуатационныхусловиях он не смещался со своего первоначального положения (при этомперемещения, вызванные допускаемой деформацией при температурном расширении илиосадкой после укладки, не принимаются во внимание).
3.36. Если какой-либо участоктрубопровода лежит на возвышениях или около них, то необходимо принять вовнимание опасность его разрушения от оползня.
3.37. Заглубленныетрубопроводы следует проверять на возможность их погружения или всплытия приусловии, что при погружении труба заполнена водой, а при всплытии - воздухом.
3.38. В расчетах следуетучитывать, что в сильно разжиженной грунте трубопровод может всплыть, имеяотносительную плотность, меньшую плотности обводненного грунта. В противномслучае трубопровод может самопроизвольно заглубляться.
3.39. Бели грунт обводнен, тонеобходимо рассчитать, что глубина погружения трубопровода будет ограниченалибо глубиной обводнения грунта, либо сопротивлением грунта при погружениитрубопровода.
3.40. Незаглубленныетрубопроводы, находящиеся непосредственно на дне моря без каких-либоспециальных опорных элементов или анкерных устройств, должны проверять напогружение таким же образом, как и заглубленные. Кроме того, такие трубопроводыдолжны иметь требуемую надежность против всплытия со дна или горизонтальногоперемещения.
Трубопроводы для перекачки жидкости илигаза в состоянии заполнения воздухом или газом должны иметь относительнуюплотность выше, чем плотность морской воды или обводненного грунта.
3.41. Расчет устойчивоститрубопроводов при воздействии на них волн и течения производится в соответствиис указаниями, приведенными в прил. 1.
3.42. Усилия в трубопроводепри укладке на большие глубины и оптимизацию режима укладки можно рассчитать всоответствии с указаниями, приведенными в прил. 4.
4.1. Способ прокладкитрубопровода назначается проектом с учетом технической оснащенностистроительной организации, необходимых сроков ввода трубопровода в эксплуатациюприродных условий района строительства, протяженности трубопровода.
4.2. Для принятого способапрокладки проектом определяются:
трасса прокладки трубопровода; технологиястроительства; темп прокладки;
время строительства трубопровода;
мероприятия по технике безопасности ипротивоштормовые мероприятия.
Скорость прокладкитрубопровода и время его строительства определяются с учетом передового опытастроительства, гидрометеорологической характеристики района производства работ.
4.4. В проект на монтажныеработы включаются описание методов и процессов строительства, оборудование иприборы, а также дополнительно требуемая информация.
4.5. Техническая документация по подготовкеморского дна включает данные по объемам, способам производства работ иоборудованию, методам осмотра и контрольным приборам.
Подготовку дна можно производить:
выравниванием морского дна для сокращениярасстояний свободных пролетов трубопровода; это производится рытьем в случаемягкого грунта или взрывом больших валунов, твердых пород, расположенных наповерхности, и т.п.;
удалением пластов грунта, например, сочень низкой способностью к сцеплению или очень мягкого грунта, что может, датьнедостаточную опору для трубопровода или привести к потенциально нестабильнымсклонам.
4.6. Метод укладки струбоукладочной баржи со стингером (или без стингера), при котором трубопроводопускается на морское дно по S - образнойкривой, прогиб верхней части трубопровода задается стингером, а изменение формыпрогиба свободно провисшей части трубопровода достигается горизонтальнымнатяжением трубопровода с помощью баржи.
Перемещение баржи должно регулироватьсятаким образом, чтобы трубопровод всегда находился под натяжением, так какусилия сжатия в трубопроводе могут привести к потере устойчивости стенки трубы.Такие условия могут возникнуть в результате аварии тягового устройства,изменения направления движения баржи или изменения положения баржи при сильномволнении. Укладку трубопровода по трассе регулируют перемещением баржи спомощью якорной системы. Контроль положения осуществляют навигационнымисредствами.
Когда погодные условия илиперемещение баржи таковы, что появляется возможность опасных напряжений втрубопроводе или выпучивания стенки трубопровода, все сварочные работыпрекращаются, трубопровод обрезают, ставят заглушку и секция опускается на дноморя. Это осуществляется с помощью стингера, прикрепляемого к трубопроводу, ипродвижением баржи вперед, в то время как трубопровод вместе со стингеромопускается на дно моря. Натяжение трубопровода во время этой операции можнорегулировать с помощью тяговой лебедки, установленной на барже. Положениетрубопровода на дне отмечается буем. Когда погодные условия позволяютвозобновить работу, стингер с трубопроводом поднимают на поверхность моря,трубопровод затягивают на баржу одновременным действием тяговой лебедки идвижением баржи в сторону конца трубопровода процесс строительствавозобновляется.
4.7. Прокладка трубопроводапоследовательным наращиванием с применением трубоукладочной баржи (ТБ)заключается в следующем:
- заготовке изолированных иобетонированных труб на береговой базе;
- погрузке труб на плавсредства для отправкина ТБ;
- установке ТБ на точку строительства;
- разгрузке труб на борт трубоукладочнойбаржи;
- сварке трубопровода на палубе ТБ;
- проверке качества сварного стыка;
- нанесении противокоррозионного покрытияна сварной стык;
- опуске изготовленного трубопровода надно моря по мере перемещения ТБ по трассе укладываемого трубопровода;
- испытании уложенного трубопровода.
Проектом назначают:
базовую площадку (пристань) дляскладирования труб и отправке их на ТБ;
состав плавсредств, необходимых для бесперебойнойотправки и перегрузки труб на ТБ, а также для буксировки ТБ и перекладкиякорей;
технологию прокладки трубопроводапосредством ТБ (величина натяжения трубопровода, необходимость применениястингера) из условия прочности трубопровода при укладке на дно с учетомморского волнения.
4.8. В составе проектной документации попрокладке трубопровода приводится общее описание трубоукладочной баржи, в томчисле:
план расположения трубопровода от началамонтажных работ до морского дна с указанием рабочих постов, механизманатяжения, роликовых опор, стингера, якорных линий и т.д.;
боковой вид (профиль) рабочей палубыбаржи, стингера, показывающих форму укладываемого трубопровода;
краткое описание механизма натяжения,центровки труб, направляющих устройств;
краткое описание стингера с данными омассе, распределении плавучести и процедуры получения заданной формытрубопровода;
краткое описание других систем иоборудования, являющихся важными при укладке трубопровода.
Для управления и контроля основныхпараметров при укладке устанавливают калиброванные до начала укладки приборы.Точность основных и дублирующих навигационных приборов на бортубаржи-трубоукладчика должна быть достаточной для укладки трубопровода впределах заданных ограничений.
В документации по укладке даетсядетальная информация о параметрах, которые должны контролироваться дляполучения правильной формы трубопровода. Необходимо ясно и четко сформулироватьдиапазон: варьирования параметров.
До начала укладки разрабатывают критерийповреждения трубопровода. Поврежденные трубы ремонтируют или заменяют набарже-трубоукладчике.
Расчет гидрометеорологических условийэксплуатации трубоукладочной баржи при действии течения и волнения можетпроизводиться в соответствии с указаниями, приведенными в прил. 2.
4.9. При этом методе прокладкитрубопровод, намотанный на барабан, проходит через механизм выпрямления и затемопускается, на морское дно по j -образнойкривой.
Этот метод в настоящее время ограничендиаметром труб 300-
Особое внимание при этом методе укладкиуделяют выбору наружного изоляционного покрытия, которое должно выдерживатьзначительные усилия. При этом утяжеляющее покрытие не применяется, иотрицательная плавучесть трубопровода достигается за счет увеличения толщиныстенки трубы.
4.10. Прокладка трубопроводаспособом свободного погружения заключается в следующем:
- поставке изолированных иобетонированных (пригруженных) труб на береговую строительную площадку;
- изготовлении на береговой строительнойплощадке длинномерных плетей трубопровода;
- проверке качества сварных стыков;
- гидравлическом испытании плетей напрочность и герметичность;
- нанесении противокоррозионного покрытияна сварные стыки;
- оснастке плетей оголовками и понтонамидля транспортировки к месту укладки;
- поэтапном перемещении плетей к урезуводы с помощью трубоукладчиков;
- выводе плетей на плаву и буксировке кместу укладки; подъеме со дна моря свободного конца уложенного ранее участкатрубопровода;
- соединении конца прибуксированной плетис концом поднятого участка трубопровода посредством сварки;
- проверке качества сварного стыка;
- нанесении противокоррозионного покрытияна сварной стык;
- укладке плети по трассе трубопровода;
- отсоединении от плети понтонов ибуксировки их на берег;
- испытании уложенного трубопровода.
Проектом определяются:
- береговая строительная площадка дляизготовления плетей трубопровода;
- длина плетей и места стыковки их вморе;
- способ погружения трубопровода на дно;
- состав плавсредств для прокладкитрубопровода;
- технические средства для стыковкиплетей в море;
- грузоподъемность, конструкция и числопонтонов для прокладки трубопровода;
- конструкция оголовков плети.
При способе свободного погружениятрубопровод может укладываться на дно посредством залива воды в трубопровод,отстропки от трубопровода понтонов (последовательной или ступенчатой)^ заливаводы в понтоны.
Принцип укладки определяют с учетомусловия сохранения прочности трубопровода при расчете трубопровода на изгиб вовремя опуска на дно.
4.11. Плавсредства при прокладкетрубопровода свободным погружением предназначаются для вывода плетей на плаву,буксировки плетей к месту укладки; удержания свободного конца плети от сносаветром и течением в процессе сварки плетей в море, установки плети по трассе,отстропки понтонов от трубопровода и буксировки понтонов на берег.
Необходимое тяговое усилие при буксировкеплетей трубопровода определяется по указаниям, изложенным в прил.3.
4.12. Плавсредства длястыковки плетей в море должны быть оборудованы грузоподъемными средствами дляподдержки трубопровода на плаву, устройством для сварки, зажимами и оснащеныаппаратурой для проверки качества сварного стыка, а также снабжены компрессоромдля продувки воздухом конца уложенного на дно трубопровода.
4.13. Конструкция понтонов должнаисключать самопроизвольное отсоединение понтонов от плети трубопровода впроцессе ее буксировки; позволять отсоединять понтоны без помощи водолазов,исключать возможность повреждения изоляции или бетонного покрытия трубопроводав местах установки понтонов, выдерживать давление столба воды при погружении набольшие глубины.
4.14. Расчет напряженногосостояния трубопровода при укладке на дно следует производить с учетомдополнительных нагрузок от действия волн, течений и т.д.
4.15. В настоящее времяпрокладка трубопроводов протаскиванием производится двумя способами:протаскиванием по дну моря (аналогично строительству подводных переходов черезреки) и протаскиванием в непосредственной близости от дна моря. При последнемспособе применяются понтоны, оснащенные гирляндами цепей, которые не позволяюттрубопроводу как всплыть на поверхность моря, так и опуститься на грунтморского дна. Трубопровод при этом находится в состоянии нулевой плавучести.
4.16. Технология установкистояка разрабатывается при требовании установки стояка в строго вертикальноеположение.
4.17. Для предотвращениячрезмерного изгиба стояка при транспортировке его наплаву вместе с плетьютрубопровода следует устанавливать допускаемую скорость буксировки.
4.18. Для производства работпо установке стояка стрелой грузоподъемного средства стояк снабжаетсяспециальными канатами.
4.19. Защита стояков отмеханических повреждений достигается удобным расположением по отношению кшвартующимся судам, установкой предохранительных щитов, расположением стояковвнутри самой платформы.
4.20. В проектную документацию по монтажустояков включаются следующие вопросы:
- описание и общие схемы расположениястояка на платформе с расположением опор, отводов, фланцев и т.д.;
- детальные чертежи опор вертикальныхтрубопроводов, отводов, фланцев, катушек и т.д.;
- описание системы противокоррозионнойзащиты;
- описание и спецификация монтажногооборудования;
- приборы для замера и контроля основныхпараметров во время монтажа;
- описание всех этапов монтажа.
4.21. Все операции, связанные странспортом, разгрузочно-погрузочными операциями, гнутьем труб, должныпроводиться в соответствии с проектной документацией на монтаж таким образом,чтобы трубы, стояки, вспомогательное оборудование и защитное покрытие неподвергались повреждениям.
4.23. Линии технологической связи должнысоответствовать требованиям § 11.1, 11.3 - 11.7, гл. 45, ч.11 СНиП II-45-75 "Магистральные трубопроводы. Нормыпроектирования".
5.1. При строительстве трубопроводовконтролю качества и пооперационной приемке подлежат:
- стальные трубы;
- сварочные и изоляционные материалы;
- сварочные работы;
- очистка поверхности труб;
- грунтовка и изоляция труб;
- нанесение бетонного покрытия;
- соответствие обетонированных трубтребованиям проекта;
- обетонирование сварных стыковтрубопровода;
- изоляция сварных стыков трубопровода;
- установка утяжеляющих грузов натрубопроводе;
- оснастка плетей трубопровода;
- соответствие конструкции понтонов,принятой проектом;
- установка стояков в проектноеположение;
- крепление стояков к платформе внадводной и подводной зонах;
- укладка трубопровода;
- испытание трубопровода до и поелоукладки;
- земляные работы.
5.2. Состав и качество работ должнысоответствовать рабочим. чертежам, требованиям строительных норм и правил,технических условий.
5.3. Контролю неразрушающимифизическими методами (просвечивание рентгеновскими или гамма-лучами) подлежат100% стыков трубопроводов и ввариваемой арматуры.
5.4 Средства, предназначенныедля перемещения, транспортировки и хранения изолированных и обетонированныхтруб, должны быть оборудованы приспособлениями, предотвращающими повреждениеизоляции и бетонного покрытия.
5.5. Для изготовлениятрубопровода не допускается использование труб с нарушенным противокоррозионнымили бетонным покрытием.
5.6. Масса
5.7. Трубопроводы до сдачи вэксплуатацию подвергаются испытанию в три этапа:
- предварительное испытание на прочностьдо укладки трубопровода на дно;
- испытание на прочность после укладкитрубопровода на дно;
- испытание на герметичность уложенногоподводного трубопровода с установленной арматурой и прилегающими участками.
Испытание на прочность трубопроводов,прокладываемых длинномерными плетями, а также наращиванием с плавсредствпроизводится гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим(природным газом, воздухом) способом, проверка же на герметичность -пневматическим способом.
Предварительное испытание на берегуплетей трубопровода (для трубопроводов, прокладываемых длинномерными плетями)или отдельных труб (для трубопроводов, укладываемых наращиванием с плавсредств)производится давлением Рисп =1,5 Рраб.
Плети трубопровода испытывают в течение 3ч (отдельные трубы - не менее 20с). Кольцевые напряжения в металле трубы прииспытании не должны превышать 10% от предела текучести материала. Подниматьдавление до испытательного, следует плавно с небольшой скоростью.
Испытание на прочность после укладки надно производят давлением Рисп = 1,25 Рраб. втечение 6 ч при гидравлическом и 12 ч при пневматическом испытании. Испытаниена герметичность уложенного трубопровода с установленной арматурой иприлегающими участками производят на величину максимального рабочего давлениявоздухом или газом. Продолжительность проверки на герметичность определяетсявременем, необходимым для осмотра с целью выявления утечек.
Производство испытаний и оценкарезультатов испытаний выполняется в соответствии со СНиП III-42-80 "Магистральные трубопроводы. Правилапроизводства и приемки работ".
5.8. Трубопроводыпредставляются к сдаче после выполнения полного объема всех работ,предусмотренных проектом. Приемка трубопровода оформляется актом, содержащимследующие материалы:
- данные и акты о соответствиивыполненных работ требованиям СНиП и утвержденному проекту;
- перечень допущенных отступлений отпроекта с указанием причин и документов, разрешающих эти отступления; оценкакачества выполненных работ;
5.9. Осмотр смонтированноготрубопровода и стояка проводится для проверки правильности выполнения проектныхтребовании.
Если трубопровод засыпается илипокрывается каким-либо защищающим слоем, то осмотр проводится до и послезасыпки (покрытия) трубопровода.
В документацию об окончательном осмотретрубопровода включается следующая информация:
- детальный профиль положениятрубопровода;
- толщина покрытия или глубина траншей иописание опор по трассе;
- проверка соответствияутяжеляющих покрытий или анкеров проектным данным;
- описание повреждений, поломок и другихфакторов, которые могут повлиять на систему катодной защиты или целостностьтрубопровода.
5.10. До начала эксплуатациипроводят осмотр внешнего противокоррозионного покрытия трубопровода, особоевнимание уделяют стояку в зоне периодического смачивания.
В местах, где проведенный замер указываетна отсутствие электрохимической защиты, предпринимают дополнительныемероприятия (т.е. монтаж дополнительных анодных протекторов, увеличениеналоженного тока или применение защитного покрытия).
5.11. Определение прогибовтрубопровода производят калибром на каждой секции трубопровода после егоустановки на место. Если трубопровод засыпается, то после его укладки в траншеюпроизводят окончательное определение прогибов.
5.12. Эксплуатирующиетрубопроводы организации подготавливают и издают инструкцию по егоэксплуатации, осмотру и ремонту трубопроводной системы до ввода ее в действие.Избыточное давление или колебания избыточного давления на нагнетающих ипринимающих станциях, расположенных вдоль трассы трубопровода, регистрируют иконтролируют.
Для определения утечки можетпотребоваться постоянный замер через определенные промежутки времени количестватранспортируемого продукта, а также замер температуры продукта в различныхточках трубопроводной системы в разные промежутки времени.
5.13. Проведение ремонтных ипрофилактических работ основывается на информации, полученной при периодическихи специальных осмотрах трубопровода. Периодичность и содержание осмотровзависит от таких факторов:
- типа осмотра;
- транспортируемого продукта;
- трассы трубопровода (интенсивностидвижения судов, глубины укладки);
- эксплуатации трубопроводной системы;
- условия монтажа трубопровода и стояка;
- степени возможности повреждения илистепени изнашивания за счет коррозии, эрозии и т.п.
Обычно осмотры производят ежегодно, еслинет установки о необходимости их проведения чаще одного раза в год.
Наружный осмотр незаглубленноготрубопровода производят для обнаружения неприемлемых повреждений на трубе, всистеме электрохимической защиты или на утяжеляющем покрытии (анкерах). Дляопределения вмятин на трубопроводе и стояке используют калибры. Белирасположение трубопровода или стояка делают невозможным непосредственныйосмотр, то замеры производят внутренними приборами типа ерша. При этом всемеханические соединения, изогнутые участки проектируются таким образом, чтобыбыл возможен запуск и прием ерша.
Может потребоваться замер толщины стенкидля проверки внешней или внутренней коррозии или эрозии.
Приспособления для снижения давления,выпускные клапаны, автоматические отсекающие клапаны и другие предохранительныеустройства испытываются и периодически контролируются.
Особое внимание при осмотрах должноуделяться стояку, на котором не должно быть механических повреждений, таких,как постоянная деформация, сильная степень коррозии или трещины в стояках и ихопорах.
5.14. Если после приемки трубопроводапри определенных условиях ухудшается безопасность, прочность и стабильностьтрубопровода или стояка из-за их повреждения, то производят специальныйвнеочередной осмотр трубопровода. При необходимости ремонтные работы проводятпо правилам для вновь построенных трубопроводов. После окончания ремонтныхработ необходимо провести испытания под давлением.
5.15. Трубопровод принимают вэксплуатацию после завершения всех работ, предусмотренных проектом, в том числесредства электрохимической защиты, технологической связи, устройств контроляавтоматики и телемеханики.
Генеральным подрядчиком предоставляетсярабочей комиссии документация в соответствии с указаниями СНиП III-42-80 "Магистральные трубопроводы. Правилапроизводства и приемки работ" и настоящих Рекомендаций.
5.16. Так как для придания устойчивостистояку, который установлен у платформы, не требуется дополнительной массы иотпадает необходимость в утяжеляющем покрытии, осмотр трубопровода в этой зонеоблегчается.
6.1. На случай повреждения трубопровода иутечки продукта в Инструкции по эксплуатации трубопроводной системыпредусматриваются мероприятия по предупреждению всех последствий, которые можетповлечь за собой авария трубопровода. Указывается организация, ответственная заремонт трубопроводам перечень оборудования, в том числе и специальноеводолазное оборудование.
Этим организациям передается следующееоборудование:
приборы для быстрого обнаружения зарытогов грунт трубопровода;
средства для ремонта трубопровода;
судно для доставки ремонтногооборудования в район аварии трубопровода и спуска его под воду. Кроме того,укомплектовываются эти организации квалифицированным персоналом, занимающимсяподводно-техническими работами.
6.2. Ремонт трубопровода можетбыть произведен различными способами:
установкой под водой специальнойуплотняющей муфты поверх трубы;
установкой герметических соединительныхмуфт на разрезанный трубопровод;
подводной сваркой трубопровода в открытойводе сварочным полуавтоматом;
подводной сваркой трубопровода вгипербарической камере.
6.3. Вели повреждение таково,что необходимо заменить часть трубопровода или имеются выпучивание стенки,разрыв трубы, то поврежденный участок вырезают с помощью подводной резки иливзрывом, затем приваривают новую трубу, используя подводною сварку. Принебольших глубинах моря поврежденный участок можно поднять на борттрубоукладочной баржи или кранового судна и отремонтировать.
Ио мере возможности фланцевые соединенияпри ремонте следует избегать. Если они применяются, то фланец устанавливается втаком месте, где он не подвергается изгибающим напряжениям, особеннознакопеременным, которые вызывают коррозионно-усталостные разрушения.
6.4. При подмыве трубопровода иобразовании провисающей части производят засыпку трубопровода или другиемероприятия для предупреждения повреждения трубопровода.
7.1. При проектировании и строительстветрубопроводов основными мероприятиями по защите окружающей среды являются:
высокая эксплуатационная надежностьтрубопровода;
отключение трубопровода от остальнойсистемы в случае нарушения технологического режима и возникновения аварийныхситуаций;
предотвращение повреждений существующихтрубопроводов якорями плавсредств;
периодический осмотр трассы, а такжеосмотр трассы после прохождения штормов большой силы с целью выявления иустановления аварийных ситуаций;
профилактический ремонт стояков с цельюсохранения надежности крепления их к платформе, а также целостностипротивокоррозионного покрытия.
7.2. Эксплуатационную надежностьтрубопроводу обеспечивают:
прочность трубопровода;
устойчивость трубопровода на дне моря приэкстремальных воздействиях внешней среды;
надежная противокоррозионная защита;
соблюдение технологического режима работытрубопровода.
8.1. При строительстве морскихподводных трубопроводов в вопросах техники безопасности и производственнойсанитарии следует руководствоваться следующими нормативными документами:
"Правилами безопасности внефтегазодобывающей промышленности". М., Недра, 1974;
СНиП III-4-80 "Техника безопасностив строительстве". М., Стройиздат, 1980;
"Правилами техники безопасности пристроительстве магистральных трубопроводов". М., Недра, 1972;
"Основными санитарными правиламиработы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующихизлучений" (ОСП-72).М., Атомиздат, 1973;
"Нормами радиационнойбезопасности" (НРБ-75). М., Атомиздат, 1976;
"Едиными правилами охраны труда наводолазных работах". М., Транспорт, 1965.
8.2. Работы на море должнывыполняться с соблюдением всех указаний, изложенных в разделе "Разработканефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе, Правил безопасностив нефтегазодобывающей промышленности", включающих общие положения потехнике безопасности на море, устройству и содержанию нефтегазодобывающегопредприятия на море, перевозке людей; погрузочно-разгрузочным работам итранспортировке грузов, прокладке и ремонту подводных трубопроводов, защитеморских сооружений от коррозии, организации аварийно-спасательной службы.
8.3. Перед началом работ по строительствуподводного трубопровода весь производственный персонал должен пройти инструктажпо технике безопасности с учетом конкретных условий района строительства.
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
При проектировании и строительствеморских подводных трубопроводов расчет свободно лежащего на дне трубопроводасводится к определению допустимого наименьшего веса, при котором трубопроводдостаточно устойчив при действии горизонтальной (боковой) и вертикальной(подъемной) сил, обусловленных волнением и течением.
В зависимости от характера волновыхвоздействий трасса трубопровода должна быть разделена на следующие участки:глубоководный (относительная глубина Н/λ > 0,5), мелководный (Нкр<Н ≤ 0,5 λ) и прибрежный (Н ≤ Нкр). Длякаждого из этих участков производится расчет устойчивости трубопровода, Врасчетах приняты следующие условные обозначения:
GТ -расчетная масса на воздухе
Gδ -расчетная масса на воздухе балласта, потребного для пригрузки
RT - расчетная выталкивающая сила воды (сила Архимеда),действующая на
Rδ -расчетная выталкивающая сила воды, действующая на балласт, необходимый дляпригрузки
G -допустимый вес трубопровода в воде (отрицательная плавучесть) с учетом защитныхпокрытий и морского обрастания, кгс/м;
- расчетныйвес в воде балласта, потребного для пригрузки
Gгр -масса на воздухе одного балластного груза, кгс/м;
Gф-фактический вес запроектированного трубопровода в воде, кгс/м;
Kн -коэффициент надежности устойчивого положения трубопровода на дне моря;
DH, DB, Du, Dδ -соответственно наружный и внутренний диаметры трубы, наружный диаметр поизоляции и бетонному покрытию, м;
γcm, γиз, γв, γδ - объемная масса стали, изоляционного покрытия, морскойводы и материала балласта, кгс/м3;
γT - условная объемная масса
γr - объемная масса разжиженного грунта (отношение массытвердых частиц грунта с учетом массы содержащейся в нем воды к их объему),кгс/м3;
Gr - удельная масса скелета грунта (отношение массытвердых частиц грунта к их объему), кгс/м3;
W - влажность грунта (отношение массы воды,заключенное; в порах грунта, к массе твердых частиц гранта), %;
VT - объем, занимаемый
Vδ - объем, занимаемый балластом, необходимым дляпригрузки
l - расстояние между грузами по осям, м;
tδ - толщина бетонного покрытия, м;
(Px)расч и (Pz)pacч -расчетные значения горизонтальной боковой и вертикальной подъемной сил отвоздействия волн и течений, кгс;
n -коэффициент, характеризующий соприкасание трубопровода с подстилающим грунтомморского дна (устанавливается из табл. 2);
f -коэффициент трения при перемещении трубопровода поперек трассы (устанавливаетсяиз табл. 2);
Н - глубина моря, м;
h иλ - соответственно высота идлина расчетной волны, м;
Ннр- критическая глубина моря, м;
Рхм и Pz - соответственно наименее выгодные сочетаниягоризонтальной и вертикальной проекций сил волнового давления, кгс/м;
Рхт и PZТ -соответственно горизонтальная и вертикальная составляющие силы давления оттечения, кгс/м;
Ксн - коэффициент снижения волновой нагрузки(устанавливается из табл. 3);
Рхн и Pхс - соответственноинерционный и скоростной компоненты горизонтальной составляющей нагрузки отволн, кгс/м;
δхи и δхс - соответственно коэффициенты сочетания инерционногои скоростного компонентов максимальной нагрузки от волн, принимаемые пографикам рис. 2, в зависимости от положениятрубопровода относительно вершины волны 
(рис. 1);
Рис. 1. Схема к определению волновыхнагрузок на морской подводный трубопровод
θх и εх - соответственно коэффициентыудельной нагрузки от волн, принимаемые по графикам а и б рис. 3 в зависимостиот относительной глубины 
Вели трубопровод расположена нa поверхности дна моря, топринимается H-8ц=Dн/2;
Рис. 2. Графики значений коэффициентовсочетания инерционного δхн (графики 1) и скоростного δхс(графики 2) компонентов удельной горизонтальной нагрузки от волн
Сх - коэффициент лобового сопротивления при обтеканиицилиндра равномерным установившимся потоком жидкости (устанавливается пографику, приведенному на рис.4);
Cz -коэффициент подъемной силы (устанавливается по графику, приведенному на рис.5);
ν - коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2/с;
q - ускорение силы тяжести,м/с2;
V1 - скорость донных течений на возвышении Du от дна, м/с;
h’ - высота бегущей волны перед разрушением, м;
hnp -высота прибойной волны, м;
Нпр- глубина моря в зоне прибойной волны, м.
Для трубопроводов,укладываемых на глубоководных участках трассы, волновые воздействия можно неучитывать. Устойчивость трубопровода будет обеспечена, если его наименьший весподобран в соответствии с условием:
Рис. 3. Графики значений коэффициентовудельной нагрузки от волн θх(а), εх(δ)
Значение коэффициента надежностипринимается Кн =1,15 - 1,20 в зависимости отгидрометеорологических условий по трассе трубопровода.
Рис. 4. Рекомендуемые значения коэффициенталобового сопротивления Сх при обтекании трубопровода равномернымустановившимся потоком жидкости
Рис. 5.Рекомендуемые значения коэффициента подъемной силы Сz
Значения величинвходящих в формулу (19) устанавливают пониже следующим зависимостям:
|
| (20) |
|
| (21) |
|
| (22) |
|
| (23) |
При значительном придоннойтечении (0,5 м/с) дополнительно к весу балласта, определенному по формуле (22),добавляется вое балласта, определенный по формулам (28), (36), (37), компенсирующий нагрузку, вызваннуютечением.
Вес под водой балласта,потребного для пригрузки
|
| (24) |
При балластировке трубопровода одиночнымижелезобетонными или чугунными грузами расчетное расстояние между балластнымигрузами (по осям) по длине трубопровода устанавливается по формуле
|
| (25) |
При балластировке трубопроводасплошным бетонным покрытием наружный диаметр обетонированного подводноготрубопровода определяют по формуле:
|
| (26) |
Формула необходимой толщины бетонного покрытия имеетвид:
|
| (27) |
Для определения параметров волнения необходимопользоваться картой акватории, на которой обозначена трасса трубопровода,нанесены линии равных высот и показано направление (лучи) распространения ихпри прохождении над трубопроводом [8].
Вероятностные характеристики расчетнойволны при определении устойчивости морских трубопроводов принимаются всоответствии с указаниями Рекомендаций, разд.3.5.
Допустимыйнаименьший вес трубопровода в воде рассчитывают по формуле
Рекомендуемые величиныкоэффициентов n и f приведены в табл. 2. Эти значения целесообразно уточнятьопытным путем в каждом конкретном случав в зависимости от свойств грунтаморского дна по трассе трубопровода.
| Поверхностные грунты морского дна | Коэффициенты | 1/nf | |
| n | f | ||
| Разрушенная скала, скальные грунты | 1,15 | 0,65 | 1,35 |
| Крупные пески и гравелистые грунты | 1,25 | 0,55 | 1,45 |
| Мелкие пески и супеси | 1,35 | 0,45 | 1,65 |
| Илистые и суглинистые грунты | 1,45 | 0,40 | 1,75 |
Коэффициент надежности Кнзависит от точности выбранных значений коэффициентов n и f и принимаетсяравным 1,1.
Если определенный поформуле (28) допустимый вес трубопровода в воде оказывается большим, чемфактический вес запроектированного трубопровода, то трубопровод необходимозабалластировать грузами, надежно прикрепленными к нему через определенныерасстояния, или сплошным бетонным утяжеляющим покрытием. Величину балластировки
|
| (29) |
При использовании сплошного утяжеляющегопокрытия или при балластировке отдельными грузами, расстояние между которыми всвету меньше полуторной протяженности груза, расчет сил волновых воздействий идавления от течения производится повторно, если ожидается значительноеувеличение этих нагрузок с учетом увеличенного соответственно наружногодиаметра трубопровода.
Расчетныегоризонтальная (боковая) и вертикальная (подъёмная) силы от воздействия волн итечений определяют по формулам:
Выбор самых невыгодныхсочетаний горизонтальной и вертикальной проекций сил волнового давлений натрубопровод производится в соответствии с указаниями СНиП II-57-75 "Нагрузкии воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов).Нормы проектирования" [4].
Максимальнуюгоризонтальную Рхм и соответствующую вертикальную Ps проекциинагрузок от волн, действующих на
Расчет составляющих силы давления от теченияпроизводят по зависимостям:
Все расчеты устойчивоститрубопровода выполняют для
Если гребни волн не параллельны трассетрубопровода, то волновые нагрузки следует рассчитывать так же, как и в случавнормального подхода волн о последующим умножением результата на коэффициент cos2φ где φ° - угол между лучом набегающей волныи нормалью к трассе трубопровода.
Аналогично рассчитываются нагрузки оттечения c поправкой на коэффициент cos2β где β°, - угол между нормалью к оситрубопровода и направлением придонного течения.
Таблица 3
| Расстояние между опорами по трассе трубопровода | коэффициент снижения волновой нагрузки, Ксн |
| < 0,25 λ | 0,8 |
| 0,25 λ - 0.50λ | 0,7 |
| 0,5 0λ - λ | 0,6 |
| > λ | 0,5 |
Прибрежный участок
Границей между мелководным и прибрежнымучастками по трассе трубопровода следует принимать глубину моря, равнуюполуторной высоте волны в данном створе; последнюю следует определять понаблюдениям или рассчитывать согласно Техническим условиям СН 288-64 (Указанияпо проектированию гидротехнических сооружений, подверженных волновымвоздействиям. М. Госстройиздат, 1965) с учетом деформации волн, выходящих сглубокой воды на мелководье.
Суммарную силувоздействия волн и течений на свободно лежащий на дне трубопровод на прибрежныхучастках трассы рассчитывают по приведенным выше формулам (28) - (37). Приэтом горизонтальную и вертикальную проекции силы волнового давления (30) и (31)следует умножать на поправочный коэффициент α
|
| (38) |
В случае отсутствия данныхнаблюдений в натуре высоту бегущей волны перед разрушением принимают равной h’ =0,7Н0, где Н0- глубина моря в створе обрушения волн.
На прибрежных участкахтрассы подводные трубопроводы, заглубляются в грунт. При этом под воздействиемприбойных волн возможен переход грунта в жидкотекучее состояние. В этихусловиях трубопровод необходимо дополнительно проверять на устойчивость всоответствии с зависимостью
| γТ ≥ Кнγг | (39) |
Объемную массу разжиженного грунта определяют -по.данным инженерных изысканий из выражения
|
| (40) |
Коэффициент надежности Кнпринимается равным не менее 1,1.
Условную объемную массуконструкции трубопровода (
Примеры расчета
Пример 1.
Требуется определить пригрузкугазопровода с наружным диаметром Dб =
Газопровод прокладывается по трассе приследующих условиях:
скорость ветра W = 20 м/с,
разгон D =
продолжительность действия t = 12ч,
скорости течения у дна изменяются потрассе V =0,4 - 0,75 м/с.
Наибольшая глубина по трассе составляет
1. Расчет элементов волнпроизведен в соответствии с указаниями СНиП II-57-75 "Нагрузкии воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов).Нормы проектирования". Результаты расчета элементов волн при расчетнойскорости ветра 20 м/с, разгоне
2. Расчет волновых воздействийна
3. По графику (см. рис.2) выбирают значения коэффициентов δхс= 0,05 и δхи = 1 в зависимости от соотношения Н/λ=20/108 = -0,2, λ/h= 108/6 = 18 и X = 0,2 (далее приводятся данные по расчету 3 участка потрассе газопровода).
4. По графику (см. рис.3) устанавливают значения коэффициентов θx =0,5 и εх = 0,1в зависимости от
5. По формулам (34) и (35)определяют Pхи и Рхс
Таблица 4
| Номера участков по трассе | Глубина моря Н, м | Расчетные параметры волн | Морские течения | Донные грунты |
| ||||
| H 5%, м | λ, м | τ, с | φ° | ||||||
| V, м/с | β° |
| |||||||
| 1 | 2 | - | - | - | 45 | 0,75 | Прямой подход к трубопроводу | Пески средней плотности |
|
| 2 | 10 | 6,0 | 100 | 9 | 45 | 0,75 |
| ||
| 3 | 20 | 6,0 | 108 | 9 | 45 | 0,5 |
| ||
| 4 | 30 | 6,4 | 116 | 9 | 30 | 0,4 |
| ||
| 5 | 20 | 6,0 | 108 | 9 | 30 | 0,4 |
| ||
| 6 | 10 | 6,0 | 100 | 9 | 30 | 0,4 |
| ||
| 7 | 2 | - | - | - | 30 | 0,4 |
| ||
Рхи =3/4×1030×3,142×1,22×6/108×0,5=300кгс/м;
Рхс=1030×3,14×1,2×62/108×0,1=112кгс/м
6. По формулам (32) и (33)рассчитывают Рхм и Рz:
Рxм=300×1 + 112×0,05 =305,6 кгс/м;
Р8= -9/5×112×0,05 = 10кгс/м.
7. На прибрежных участках 1 и7 по трассе газопровода значения Рхм и Pz увеличенына коэффициент α = 1 + 1,2×(6,4 - 6,0)/2,0 = 1,1
8. Расчет сил давления отвоздействия юрского течения на
РхT = 1,2×1030×1,2×0,52/2×9,81= 18,9 кгс/м;
РzT = 0,8×1030×1,2×0,52/2×9,81= 12,6 кгс/м;
9. Расчет горизонтальной и вертикальнойсоставляющих силы от совместного воздействия волн и течения с учетомкоэффициента снижения, равного 0,6, производят по формулам (30) и (31):
(Рх)расч=0,5×305.6×0,49 + 18,9 =93,7 кгс/м;
(Рz)расч = 0,5×10×0,49 + 12,6 = 15кгс/м.
10. Допустимый наименьший вес в воде
G > 1,2 (1,65×93,7 + 15) = 203,5 кгс/м
По аналогии с расчетами, выполненными для3-го участка, произведены соответствующие вычисления, применительно к исходнымданным для 1 - 7 участков трассы газопровода (рис.6). Основные данные расчетапредставлены в табл. 5.
Рис.6. Схема расположения трассы газопровода и волнового поля ( t =12 ч; D =350 км; V = 20 м/с)
Таблица 5
| Номера участков по трассе | (Рх)расч. | (Рz) расч | G | γТ | Рекомендуемые мероприятия |
| 1 | 159,0 | 32,0 | 353,1 | 1,3 | Дополнительная пригрузка или заглубление в грунт |
| 2 | 148,3 | 31,6 | 331,4 | 1,28 | То же |
| 3 | 93,7 | 15,0 | 203,5 | 1,17 | Без пригрузки |
| 4 | 110,5 | 11,2 | 232,2 | 1,2 | То же |
| 5 | 126,6 | 11,7 | 264,6 | 1,23 | То же |
| 6 | 174,4 | 13,3 | 361,2 | 1,31 | Дополнительная пригрузка или заглубление в грунт |
| 7 | 190,5 | 13,8 | 393,7 | 1,34 | То же |
Таким образом, расчет показал,что применительно к исходным данным рассмотренный газопровод необходимо дополнительнопригрузить или заглубить в грунт на прибрежных участках трассы при глубине морядо
Пример 2.
Требуется рассчитать необходимую объемнуюмассу трубопровода, заглубленного на прибрежном участке в глинистый грунт, судельной массой скелета грунта Ggp = 2650 кгс/м3при насыщенности 194% (объемная масса воды γв =1030 кгс/м3). При этом отсутствует сопротивление сдвигу разжиженногогрунта.
1. Объемную массу разжиженного грунтаопределяют по формуле:
γг =2,65×1,03×(1+1,94)/2,65×1,94+1=1,3 т/м3
2. Объемная масса трубопровода должнабыть равна или превышать следующую величину;
γТ ≥ Кн×γг=1,1×1,3 = 1.43 т/м3.
При укладке трубопроводов струбоукладочной баржи в результате воздействия волнения и течения какнепосредственно на трубопровод, так и косвенно через колебание судна в трубопроводевозникают значительные изгибающие напряжения, которые ограничивают возможностьработы на этой барже при определенных гидрометеорологических условиях. Дляопределения этих предельных условий, свыше которых укладывать трубопроводопасно из-за возможности его поломки, необходимо рассчитатьнапряженно-деформированное состояние укладываемого подводного трубопровода [7,10].
Морское волнение вызывает колебание баржии кормового стингера, жесткой Фермы, по которой, как по направляющей,спускается в море трубопровод. Колебание нижнего конца стингера, с которогосходит трубопровод, приводит к появлению в этом трубопроводе инерционныхнагрузок и дополнительных напряжений в трубах. Помимо волнения на трубопроводвоздействует также морское течение, которое вызывает дополнительные напряженияв трубопроводе на участке между дном моря и стингером.
Одновременное воздействиетечения и волнения, а также
напряжения, вызванные собственным весомтрубопровода в воде, при определенном значении этих величин могут вызватьопасные напряжения в трубах. Чтобы предотвратить поломку трубопровода при егоукладке на дно, необходимо ограничить величину волнения и течения, воздействующихна трубоукладочную баржу, т.е. ограничить время работы баржи погоднымиусловиями.
Определение колебаний ТУС на волнении
Амплитуды колебаний ТУС наволнении могут быть получены либо путем теоретического расчета по методике,изложенной в работе [10],либо путем экспериментальных исследований на моделях ТУС в опытном бассейне.Как правило, каждое ТУС имеет в проектной" документации данные по качкесудна.
Рис.7. Амплитуда колебаний ТУС типа "Сулейман Везиров" при нерегулярномволнении 3 - процентной обеспеченности:
1,2-килевая, ψ и бортовая θ качка; 3,4 - вертикальная (αr) игоризонтальная ( α3) качка
Наиболее точно отражает характер колебательногопроцесса на волнении способ расчета качки судна на нерегулярном волнении, прикотором волнение представляется как стационарный случайный процесс,характеристики которого не меняются с течением времени. Процесс качкиописывается линейными дифференциальными уравнениями. При этом суднорассматривается как линейная система, для которого волнение служит"входным" случайным процессом, вызывающие, качку судна в качестве"выходного"процесса.
В качестве примера на рис. 7 приведширасчетные данные амплитуд колебаний, на нерегулярном волнении 3-процентнойобеспеченности ТУС «Сулеймана Везиров», работающем в Каспийском море. Основныеразмерения этого TУС следующие:
L×B×H×T = 107×24×7,2×4,5 м (размеры кормового стингера: длина
Рис.8. Средний период волны 3-процентной обеспеченности
На рис. 8 приведена зависимость среднейчастоты волн от высоты волны 3-процентной обеспеченности.
Определение колебаний конца стингера
В общем случае при расположении стингера(рис. 9) со смещением к борту по отношению к диаметральной плоскости суднаамплитуду смещения конца стингера определяют по следующей зависимости.
В вертикальнойплоскости
| Gмв = (L/2+lст)ψ+α3+Кθ |
В горизонтальной плоскости
| Gmr = αr+h1θ |
Рис.9. Схема концевой части трубоукладчика со стингером: 1 - стингер; 2 - концевойролик; 3 - трубопровод; 4 - дно моря; 5 - баржа
где Gтв -вертикальное перемещение конца стингера м;
Gтr - горизонтальное перемещение конца стингера м;
L - длина ТУС, м;
lст - длинастингера, м;
К - отстояние стингера от диаметральной плоскости м;
h1 -отстояние нижнего конца стингера от поверхности воды;
ψ, θ - углы килевой (продольной) и бортовой качки ТУС,радианы;
α3 и αъ - вертикальная игоризонтальная амплитуда качки ТУС, м.
Уравнение колебания трубопровода
Уравнение вынужденныхколебаний трубопровода между концевым роликом стингера и дном моря имеет вид:
где:
m - масса трубопровода, кгм/с2;
См - коэффициент присоединенной массы воды трубыпринимают равным 1;
d - диаметр трубопровода, м;
γ -удельная масса воды, кг/м3;
Сx - коэффициент сопротивления трубы принимается равный0,7;
E - модуль упругости материала трубы, кгсм2;
J - момент инерции поперечного сечения труби, см4;
N - растягивающая сила, кг;
V -отклонение опоры стингера от статического положения.
Частоту собственныхколебаний трубопровода Р определяют по формуле
где n =1,2, 3... число, определяющее тон колебаний.
Возможность попаданиятрубопровода в резонансные колебания необходимо проверить путем расчетакоэффициента динамичности по следующей зависимости:
где ω -частота вынужденных колебаний (практически частота возмущающей силы, т.е.волнения), 1/с;
- безразмерныйкоэффициент затухания колебаний; Значения коэффициента динамичности не должныпревосходить S ≤ 1,05,особенно это условие важно для колебаний первого тока (n = 1).Изгибающий момент в сечении трубопровода в вертикальной плоскости определяют поформуле
где 
- коэффициент, учитывающий влияниерастягивающей силы на амплитуду колебаний;
,
ω0 - частота нормированных колебаний принимается равнойсобственной частоте колебаний, 1/с.
Перерезывающуюсилу определяют по формуле
Форму прогибов определяют по приближенной зависимости
|
| (49) |
Значения М, Q иY -для горизонтальных колебаний определяют аналогично по формулам (47) - (49) при Gm2.
Воздействие течения на трубопровод.
На участке между концомстингера и дном на трубопровод воздействует морское течение. Величину усилия,действующую на трубу, как преграду при обтекании ее потоком воды, определяют поформуле:
|
| (50) |
Обозначения в этой формуле неотличаются от принятых ранее. Значение коэффициента Схпринимается по рис. 14 (прил. 3) в зависимости от числа Рейнольдса. Скоростьтечения по глубине определяют по данным инженерных изысканий в заданном районестроительства. В случае отсутствия таких данных в момент проектированиятрубоукладочных работ скорость течения можно принять распределенной потрапеции: на поверхности воды течение в два раза больше, чем у дна. Притрапециевидном распределении скорости нагрузку также условно принимают сравномерным по всей длине распределением Р и треугольным от поверхностик дну Р1.
Уравнениепродольно-поперечного изгиба для трубопровода следующее:
|
| (51) |
Уравнение упругой линии (прогиба) трубопроводаопределяют по формуле:
|
| (52) |
Уравнение для определения изгибающего момента:
Напряженное состояние трубопровода
На трубопровод ввертикальной плоскости одновременно действуют нагрузки от сил собственного весав воде, которые определяют в соответствии с указаниями прил. 4,и нагрузки от колебания трубопровода, определяемые настоящим расчетом. При этомизгибающие моменты, действующие в сечении трубопровода от статических Мсти динамических М2дн нагрузок суммируются
| Mв = Мст + М2дин | (54) |
На трубопровод в горизонтальной плоскости одновременнодействуют нагрузки от течения Мтеч и нагрузки от колебаниятрубопровода Мвдн, которые суммируются:
| М2 = Мтеч+ Мвдн | (55) |
Общие изгибные напряжения втрубопроводе определяют изгибающим моментом (M =Mв или М= Мr) и растягивающей силойN:
| σ = N/F + V/W | (56) |
где F и W - соответственно площадь поперечного сечения и моментсопротивления поперечного сечения трубы.
Допускаемые напряжения σэкопределяют в соответствии с указаниями рекомендаций разд. 3.18.
Для безопасной работы трубоукладочногосудна должно выполняться условие
| σэк≥ σ | (57) |
Ограничение перемещения ТУС гидрометеорологическимиусловиями
Для расчета допускаемых по условиямпрочности трубопровода перемещений ТУС определяются такие внешние нагрузки, которыесоответствуют предельным допускаемым напряжениям σ втрубопроводе. Наиболее удобно расчет проводить графическим способом, вследующей последовательности.
Задаться рядом последовательновозрастающих параметров характеризующих состояние погоды или внешней среды.Например, для колебаний в вертикальной плоскости задаться несколькими,возрастающими значениями высоты расчетной волны h1, h2, h3.Определить для этого волнения последовательно несколько значений динамическойсоставляющей изгибающего момента в трубопроводе М2дин(1),М2дин(2), М2дин(3).Затем прибавить к ним наибольший изгибающий момент, полученный в результатестатического расчета трубопровода на прочность Мст.
Получим ряд значений изгибающего момента:
(Мст+ М2дин(1)); (Мст+ М2дин(2));(Мст+ М2дин(3))…
Подставив их в формулу (15), получимзначения напряженного состояния трубопровода σ1, σ2, σ3, ....Построим график зависимости hi = f(σi) , отложивпо оси ординат значение hi, а по оси абсцисс σi. На этот график необходимо нанести вертикальныелинии, параллельные оси ординат, соответствующие значению допускаемыхнапряжений σэк для выбранного материала труб.Пересечение этой линии с графиком hi = f(σi) дает предельнодопустимое волнение при эксплуатации ТУС.
Аналогично производится расчет пригоризонтальных колебаниях ТУС, только Мст заменяется Мтеч.
Пример построения подобногографика приведен ниже.
Исходные данные. В качествеобъекта для расчета взято ТУС "Сулейман Везиров" с тремя секциямистингера. Укладывается обетонированный трубопровод сечением 800×18 мм; h1 =
ω =1,12 1/с (см. рис.2);
γ = 10 кгс/см,
J = 3,38×105 см4;
N = 45000 кгс;
К =
W = 8451 см3;
h3 % =3м;
L =
F =442 см2;
Е = 2×106 кгс/см2;
lст =
ω0 = 0,9 1/с;
d =
q = 8,8 кгс/см - масса трубопровода.
Из статического расчета имеютсяследующие данные о напряженно-деформированном состоянии трубопровода:
l =
Мст = 21,2×106 кгc см -максимальный статический момент.
Определим по графику рис. 7 максимальнуюамплитуду колебаний ТУС:
αц =
По формуле (42) определим Gmвамплитуду колебаний концевого опорного ролика:
Gmв =(107/2 + 100) × 0,013 + 0,72 + 10 × 0,048 =
Определим обобщенную массу трубопровода 
:
Определим коэффициент Sα:
и коэффициент φ:
По формуле (47)определим Мвдн:
Подставляя различные значения X, получим эпюру изгибающих моментов вдоль трубопровода.Максимальное значение Мвдн(max) =6,35×106 кгс см.
Общий изгибающий момент Мв= Мcm + Мвдн = 21,2×10 +6,35×106 =27,55×106 кгс см.
Общие напряжения в трубопровод (15)
σ =45000/442+27,55×106/8451= 3362 кгс см
Аналогичнымобразом рассчитывают напряжения для других значений h3(например, h3% = 1, 2,
Определим теперь допускаемыенапряжения по разделу 3.2.7 Рекомендаций. Для сравнения возьмем трубы измалоуглеродистой стали с расчетным сопротивлением (пределом текучести) RН2 =3600 кгс/см2 и высокопрочной стали с RН2 =4500 кгс/см2.
По формуле (3) рекомендаций определим σэкдля малоуглеродистой стали
для высокопрочной стали
Отложив на шкале абсцисс расчетноезначение σэк в виде вертикальной прямой, параллельнойоси ординат, находим в месте пересечения ее с кривой hi = f(σi) значение допускаемоговолнения. Для трубопровода 800×18 мм ординаты точек 1, 2, 3 на рис. 10характеризуют допускаемое значение волн: 1 - h =
Рис.10. Эпюры напряженного состояния трубопровода и выбор допускаемого волнения:
1, 2,3 - ординаты точек, характеризующие допускаемые значения волн; 4 и 8 - с учетомсмещения судна КУВ - 0°; 5 - для трубы 325×12 мм; 6 и 10 - для суднабортом КУВ 45 - 90°: 7 - для трубы 820×18 мм; 9- для трубы 1020×20мм
Из рис. 10 видно, что для трубопровода325×12 мм практически нет ограничений до погодным условиям до волнения h =
Трубопровод 1020×20 мм укладывать сТУС невозможно, требуется значительное увеличение натяжения трубопровода иследовательно, увеличение мощности натяжных механизмов на судне.
По формуле (45) вычисляют частоту первого тона собственныхколебаний трубопровода
Безразмерный коэффициент затухания колебаний можновычислить по формуле
По формуле (46)определяют коэффициент динамичности
Коэффициент динамичности удовлетворяетусловию S =1,03 ≤ 1,05, частота колебаний трубопровода почти на порядок ниже чем частотавозмущающей силы ω = 1,12 >> Р =0,2 1/с, т.е. резонансныеколебания трубопровода исключаются.
Произведен расчет трубопровода вгоризонтальной плоскости с учетом течения V = 1 м/с
Колебание конца стингера определяют поформуле (43)
Gm2 =0,64 + 25×0,048 =
Наибольший изгибающий момент по формуле -(47)
М2дн = МвднGm2/ Gmв =6,35×106×1,84/3,2=3,65×106 кг.см.
Определяют нагрузку от течения у стингерапо формуле (50) (принимается Сх =0,7).
Примем трапециевидную нагрузку Р=0,16 кгс/см; Р1 = 0,16 кгс/см.
Изгибающий момент определяют по формуле(53)
Наибольший момент равен Мтеч(mах) =2,85.106 кгс/см.
Изгибающий момент от гидродинамическихсил следующий:
М2 =2,85×106 +3,65×106 = 6,5×106 кгс/см.
Напряжений в трубопроводе по формуле (56)следующие:
σ = 45000/422 + 6,5×106/8451 =102+802=904 кгс/см2
Эти напряжения невелики по сравнению с напряжениямив вертикальной плоскости трубопровода и не ограничивают перемещения ТУС.
Расчет сопротивления плетей трубопровода(рис.11 и 12)
Полноегидродинамическое буксировочное сопротивление: плети трубопровода с учетомвстречного волнения определяют по формуле
где R -полное сопротивление плети, кг;
Стр - коэффициент трения плети, рекомендуется приниматьдля гладких трубопроводов (без бетонного или других шероховатых покрытий трубы)Сх = 1,5×103, для шероховатых (бетонное или другоешероховатое покрытие) СХ = 2,5×103;
Sсм -смоченная поверхность плети, м2;
ρ - плотность жидкости, кгс/с2м-4(для морской воды можно принять ρ = 104,6);
V -скорость буксировки, м/с;
- коэффициентостаточного сопротивления трубопровода (трубы) определяют по графику рис. 13или при скорости буксировки в пределах V = 2 - 5 м/с, и по приближенной зависимости 
;
SТр -площадь поперечного сечения трубопровода, м2;
- коэффициентостаточного сопротивления понтонов;
Sпон= Sn×n - суммарнаяплощадь поперечного сечения всех понтон м2;
Sn -площадь поперечного сечения одного понтона м2;
Рис.11 Схема плети:
1 -трубопровод; 2 – понтон парный; 3 - носовое упряжное устройство и заглушка; 4 -концевое упряжное устройство и заглушка; 5 - корзина для воздушного шланга; 6 -воздушный шланг; 7 - устройство для отстроповки понтонов; 8 - трос устройствоотстроповки понтонов.
Рис.12 Понтоны различных типов:
1 –спаренный понтон; 2 - одиночный цилиндрический понтон (V =1,5 м3); 3 - одиночныйцилиндрический со сферическим дном (V =
Рис. 13. Значение коэффициента остаточногосопротивления трубопровода (трубы) 
n -число понтонов в плети;
Кп - коэффициент, учитывающий влияние на сопротивлениечисла понтонов в плети, при значении 5 < n < 30 определяют по формуле 
, призначении n < 5 
(при скоростях V = 2 - 5 м/с);при значении n > 30 Kn = 1;
- поправочныйкоэффициент на нестандартное расстояние между понтонами (стандартным отношением
считается 
= 8, где tn –расстояние между понтонами; dn - диаметрпонтона) определяется по формуле:
- определяютиз табл. 6 в зависимости от формы понтона;
- частотавстречи с волной, 1/с;
λВ и hВ -длина и высота регулярных волн, м;
СВ - коэффициент сопротивления плети, на волнении,принимается равным СВ = 20 для стандартной плети и СВ= 4 для плети, оснащенной цилиндрическими понтонами о вертикальной осью,прикрепленными тросами к трубопроводу.
В формуле (58) первое слагаемое представляет собой сопротивлениетрения всего трубопровода, второе слагаемое - остаточное сопротивлениетрубопровода самой-трубы на тихой воде, третье - остаточное сопротивлениепонтонов на тихой воде, четвертое - дополнительное сопротивление всеготрубопровода на встречном регулярном волнении.
Приведем пример расчета (№ 1)трубопровода по формуле (58).
1. Плеть трубопровода (длина хдиаметр - 42,7×1,2 м) с пятью стандартными парными понтонами при запасеплавучести 20%.
Исходные данные:
Sм =
Sтр =
Snoн =
Стр = 2,5×10-3;
ρ = 104,6 кгс/с2м-4;
Определяют коэффициент 
При стандартных понтонах 
Общее сопротивление плети на тихой воде Rтв приV= 2 м/с определяют с учетом только первых трех членовв формуле (58):
Rтв= 2,5×10-3×104,6/2×229×22+1,3×104,6/2×1,13×22+0,08×2+0,26×104,6/2×1,81×1×1×722+0,082= 120+340+765=1225 кгс,
при V =3 м/с, Rгв=2770 кгс.
2. Дополнительноесопротивление плети на встречном Rвол волнении определяют четвертым (последним) членом вуравнении (58).
Таблица 6
| Понтоны | Схема понтонов | Коэффициенты | ||||
| V≤3 м/с | V>3 м/с | Lн/dн |
|
| ||
| Парные цилиндрические с горизонтальной осью, |
| 1,0 | 2,3 | 1.0 |
| |
| Парные сферо-цилиндроконические с горизонтальной осью |
| 1,0 | 1,1-1,15 | 2,3 | 0,8-0,75 | По графику рис.17 |
| Парные чечевице образные с горизонтальной осью |
| 1.2-1,25 | 2,3 | 1,2-1,25 |
| |
| Одиночные цилиндрические с вертикальной осью (на тросе длиной 4dп |
| 2,0- | -2,50 | 2,3 | 1.2 |
|
| Одиночные цилиндрические с горизонтальной осью |
| 0,8-8,0 | 1,5-4,0 | 0,9 | 0,8 | |
| Одиночные в форме прямоугольного понтона |
| 1,1 | 2,5 | 1,1 | 1,1 | |
| Одиночные цилиндрические с горизонтальной осью по всей длине трубопровода |
| 1,2 | 100 | 18,5 | По графику рис.17 | |
Исходные данные:
λв,× hв =22,5×1,5 м;
Св = 20;
V =3м/с
Sпон =5×1,4 =
(пристандартных понтонах).
Частота встречи понтонов с волной
Сопротивление плети на волнении
Rвол= 20×1×1×7×0,42×1,.252×104,6/2=
3. Общее сопротивление плети прибуксировке на волнении при V = 3 м/с, R = RTB+Rвол = 2770 + 1810 =
При буксировкетрубопровода у дна с применением гайдропов (цепей) или трубопроводанепосредственно по грунту к гидродинамическому сопротивлению, вычисляемому поформуле (58), добавляют сопротивлениетрения Rфр гайдропов или трубопровода о грунт, котороевычисляется по следующей формуле:
| Rфр = КQf | (59) |
где Q -масса цепей гайдропов на грунте или трубопровода в воде;
f -коэффициент трения гайдропов или трубопровода по грунту; определяют по табл.7;
К =1,5 - 2 - коэффициент "трогания" с места, представляющийсобой отношение усилия, необходимого для сдвига неподвижной плети, к усилию дляее равномерного движения (при движении плети К = 1).
Таблица 7
| Род грунта | Коэффициент f | |
| для трубы | для цепи | |
| Скальные грунты | 0,65 | 0,65 |
| Пески крупные и гравелистые | 0,55 | 0,6 |
| Пески мелкие и супеси | 0,45 | 0,5 |
| Илистые и суглинистые грунты | 0,40 | 0,45 |
| Глина | 0,45 | 0,40 |
При движении плети под углом β ≥ 30°к направлению движения буксировщика сопротивление на тихой воде определяют поформуле
где Сх -коэффициент сопротивления трубы, определяемый по графику рис. 4, в зависимостиот числа Re (Рейнольдса);
Спх - коэффициент сопротивления понтона для стандартногоспаренного понтона, определяемый по графику рис. 14, 15, в зависимости от угла β;
Snoн -действительная площадь проекции понтона на плоскость, перпендикулярнуюдвижению;
d и L - диаметр и длина плети.
Рис. 14. Значение коэффициента сопротивлениятрубы в поперечном потоке Сх:
1 -для гладких цилиндров; 2 - для шероховатых цилиндров; 3 - закритическая областьдля шероховатого цилиндра; 4 – данные по Рожко
Прочие обозначения прежние.
При движении плети подуглом β ≥ 30° к встречному волнению возникает дополнительноесопротивление, вычисляемое по формуле
где Cxв =3,2 - коэффициент гидродинамического сопротивления;
δ = dL+ nδпон - общая лобовая площадь сопротивления плети.
Рис. 15. Значение коэффициента сопротивленияпонтона Спх
Прочие обозначения прежние.
Пример расчета (№ 2) сопротивления плетипод углом к направлению движения.
Исходные данные:
L =
d =
dпон =
n = 8;
δпон =
δпон =
V =2м/с.
Определим число Re длятрубопровода и понтонов
где ν = 1,057×10-6 м2с-1- коэффициент кинематической вязкости.
По данным рис.14. и 15, коэффициенты сопротивлениябудут - следующие: Сх = 0,7 и Сх =1,66 (приβ =90°).
Сопротивление на тихой воде при β= 90°
При угле β = 30°
Значения Сх = 0,5; Сх=1,2 (см. рис. 14. и 15) и сопротивление плети при V = 2 м/с будет следующим:
Определим сопротивление плети нарегулярном волнении со следующими параметрами:
λв,× hв =22,5×1,5 м;
Исходные данные:
Схв =3,2;
δ =1,1×60+12,3 =
V = 3м/с;
К =0,4;
β1 = 90° и β2 =30°;
Волновое сопротивлениеплети на встречном нерегулярном волнении 3-процентной обеспеченности определяютпо формуле
где Сх3%= 0,5 - коэффициент сопротивления;
h3% - высотаволны 3-процентной обеспеченности, м.
Пример расчета (№ 3) сопротивления плетина нерегулярном волнении.
Исходные данные: L×d =42,7×1,2 м с пятью (n= 5) стандартными понтонами, δпон =
R3%= 0,5×104,6/2×7×1,25×(2,8+3) =1330 кг.
Скорость буксировки плети рассчитываютгеометрическим суммированием скорости буксировки плети и течения: при встречномтечении прибавляется, при попутном вычитается из скорости буксировки. Придвижении плети под углом к течению общее сопротивление рассчитывают раздельно:встречное сопротивление по формуле (58),сопротивлениеот течения по формуле (60).
Сопротивление плети при движении подуглом β к направлению движения буксировщика или к направлениютечения, вычисленное по формулам (60) - (62), может быть использовано в качестверасчетной нагрузки для расчета поперечной прочности плети во время буксировкиили удержания в заданном положении в море при воздействии течения и волн.
Расчет сопротивления трубоукладочныхсудов (ТУС)
Сопротивление ТУС спрямоугольными образованиями корпуса (в форме понтона) при соотношении главныхразмерений судна в пределах L/β = 2- 4, В/Т = 6 - 10 на тихой воде определяют по формуле
|
| (63) |
где RTB -сопротивление ТУС на тихой воде, кгс/см2; С = 1,2, n =1,7, К = 0,15 - коэффициенты;
S - площадь погруженной части поперечного сечения ТУС,м2,
L, B,T -длина, ширина и осадка ТУС.
Формулой можно пользоваться в основномпри определении относительно малых скоростей буксировки в пределах до 6 узлов.
Дополнительное сопротивлениеТУС на нерегулярном волнении с высотой волны 3-процентной обеспеченностиопределяют по формуле
|
| (64) |
где С2 =1,79,CXB = 0,063 - коэффициенты;
Rвол -сопротивление ТУС на нерегулярном волнении 3-процентной обеспеченности, кгс/см2;
h3% -высота волны 3-процентной обеспеченности, м.
В настоящем приложении излагаютсяосновные положения методики статического расчета морского трубопровода,укладываемого с помощью трубоукладочной баржи, оборудованной криволинейнымстингером и натяжным устройством. Приводится программа на языке ФОРТРАНприменительно к ЭВМ БЭСМ-6, позволяющая определить форму упругой линии,изгибающие моменты и напряжения в сечениях трубопровода в.зависимости от точкисхода трубы со стингера, натяжения и угла наклона монтажной площадки(начального угла наклона стингера).
Опускаемый с помощью стингера трубопроводпринимает форму S -образной кривой (рис.16). Вверхней своей части он опирается на стингер, в нижней части между точкой сходасо стингера и точкой касания с дном находится в провисающем состоянии. Уголнаклона касательной к изогнутой оси трубы (отчитывается от горизонтальной осипо часовой стрелке) находится в пределах α ≤θ ≤ π/2 , где α- угол наклона монтажной площадки. В точке касания с дном этот угол равен углунаклона морского дна J.
Радиускривизны стингера rназначается из условия максимальнодопустимого упругого изгиба трубопровода с учетом его натяжения:
|
| (64) |
где Nmax -максимально возможное натяжение трубы;
EJ -жесткость при изгибе;
Ω - площадь сечения;
W -момент сопротивления;
[σ] - допускаемое напряжение.
Поскольку бетонированиетрубы незначительно увеличивает ее жесткость, то при назначении радиуса кривизныстингера исходят из параметров, характеризующих металлическую трубу. Отсюда:
где d и d1 - соответственно наружный и внутренний диаметрыметаллической трубы.
|
| (65) |
|
| (66) |
|
| (67) |
Рис.16. Схема укладки трубопровода по S -образной кривой
В качестве математической модели,описывающей упругий изгиб трубопровода, принимается неразрезная балкатрубчатого сечения, подверженная одновременному действию осевых и поперечныхнагрузок (рис. 17). Точка касания с дном представляется шарнирно-неподвижнойопорой, роликовые опоры стингера - подвижными шарнирами.
Считается, что на участке прилегания кстингеру трубопровод изгибается по кривой, описываемой радиусом кривизныстингера r. Сам стингер рассматриваетсякак жесткая конструкция. Внешними нагрузками, действующими на трубопровод,являются, его собственная масса (массовые силы m, равномерно распределенные по длине l), результирующее давление воды на боковую поверхность(qв) исила натяжения (N0). Эти нагрузки вызывают реакции опоршарнирно-подвижных (R),направленных по нормали к кривой изгиба, и шарнирно-неподвижной, направленнойпод углом. На рис. 17 реакция шарнирно-неподвижной опоры показана еесоставляющими Тn и Vn.
Форму упругой линиитрубопровода в провисающей части определяют следующими дифференциальнымиуравнениями:
где Т и V -горизонтальная и вертикальная составляющие сил, действующих в сечении (Тсчитается положительной, если до отношению к правой от сечения частитрубопровода она направлена влево; V положительна, если направленавверх);
М - изгибающий момент;
q- сила Архимеда на единицу длины
| q = γBπD2/4 | (74) |
(γв - удельнаямасса вода, D - диаметр трубопровода с учетом утяжеляющего бетонногослоя).
Рис.17. Схема действия усилий на укладываемый трубопровод: 1 - поверхность моря; 2- точка касания трубопровода с дном; 3 - катки; 4 - стингер
Система нелинейныхуравнений (5) - (10) должна удовлетворять граничным условиям в точкесхода со стингера (К) и в точке касания с дном (n). Однако сама область не определена и точка К неизвестна. Поэтому поставленная задача формулируется как задача Коши приследующих начальных условиях в точке К (l = 0):
где lк - расчетнаядлина стингера от верхнего конца до точки К;
j - порядковый номер опоры (опоры нумеруются сверхувниз от 0 до К, где К в данном случае номер опоры в точке схода; K=ln/S, S - пролет по дуге между опорами);
β - угол наклона в точке схода трубы со стингера
| β= α+lK/r | (81) |
Wx иWy -горизонтальная и вертикальная составляющие давления води на трубопровод научастке lK , определяемыепо формулам:
| Wx = qr/2×sin(α+β)sin(β-α) | (82) |
| Wy = qr/2×[cos(α+β)sin(β-α)+(β-α)] | (83) |
Опорные реакции на стингере определяют из условия, чтоизгибающий момент в любом сечении трубы на участке lK (кромесамой точки К) определяется радиусом r и жесткостью EJ. Обозначив этот момент как Мс,можно записать следующую формулу:
| Mc = -EJ/r | (84) |
Тогда из уравнения для изгибающего момента в сечениина опоре 1 имеем:
|
где ε = S/r | (85) |
Реакцию на промежуточной опоре j определяютпо следующей рекуррентной формуле;
|
(j = 1, 2,…K-2) | (86) |
| При равных пролетах S имеем: |
|
| θj = α+jε | (87) |
Реакция на опоре К-1 не может быть определена,поскольку неизвестным является момент в точке К(Мк). Чтокасается реакции в точке К(Rк), то принимаем ее равной нулю. Таким образом, из-заотсутствия условия (78) не могут бытьопределены условия (76) и (77). Поэтому решаем задачу Коши для ряда значений Мк,где Мк задается зависимостью
| Мк = æМс, (0 ≤ æ ≤1) | (88) |
То решение, котороеудовлетворяет с заданной точностью граничным условиям в точке n (θn = φ, Mn = 0), ибудет решением поставленной задачи об изгибе трубопровода. Интегрированиеуравнений (68) - (73) при начальных условиях (75) - (80)выполняют методом конечных разностей по следующим рекуррентным формулам дляузлов сетки li = ih(i = 0, 1,2, …n), где n - шаг сетки.
|
| (89) |
|
| (90) |
| Vi+1 = Vi - h(m - qcos2θi+1) | (91) |
|
| (92) |
| xi+1 = xi + hcosθi+1 | (93) |
| yi+1 = yi + hsinθi+1 | (94) |
| Напряжения в любой точке i не должны превышать допустимые, т.е. должно соблюдаться условие | |
|
| (95) |
| где | (96) |
Исходные данные
Fi -угол наклона дна (рад);
TETA (1,1) -начальный угол наклона стингера (угол наклона монтажной площадки, рад);
Х(1,1); у(1,1) - начало системы координат;
КР - число пролетов трубы на стингере;
Е - модуль упругости материала труби, кгс/м2;
RU - продольное натяжение трубы, кг;
ЕР - точность удовлетворения граничного условия для момента в точкекасания с дном;
RAD -радиус кривизны стингера, м;
RO - плотность воды, кгс/м3;
HST -пролетпо дуге между опорами на участке прилегания к стингеру, м;
НL - шаг сетки h при решенииметодом конечных разностей, м;
Рi - число π;
D1 - внешнийдиаметр металлической трубы, м;
D2 -внутренний диаметр металлической трубы, м;
D3 - внешнийдиаметр трубопровода с учетом обетонирования, м;
QP -массовые силы на единицу длины (кгс/м) (FA -сила Архимеда,120 - заданная отрицательная плавучесть).
Информация, выводимая на печать
Трубопровод:
D1, D2,D3 -диаметры d, d1, D, м;
PW -массовые силы m, кг/м ;
РЕJ - жесткость приизгибе ЕJ, кгс/м2.
Стингер:
RAD - радиус кривизны стингера r, м;
ALFA - Угол α, рад;
STL - Длина lк , м;
STH - пролет S , м.
Натяжение:
PN - продольное натяжение N0, кг.
Наклон дна:
Fi - угол φ,рад.
Начальные условия:
TETA - Угол β,рад;
x, y -координаты точки схода трубы со стингера,:
ТК,VK - величины ТK, VK, кг;
VM -момент Mк , кгм;
САРРА -коэффициент æ.
Провисающая часть трубопровода:
HS - шаг h, м.
Нумерация колонок (слева направо):
1) номер узла i;
2) угол наклона θi, рад;
3) координата xi м;
4) координата yi, м;
5) PRl -длина l, м;
6) горизонтальная составляющаяусилия в сечении Ti, кг
7) вертикальная составляющаяусилия Vi, кг;
8) изгибающий момент Мi, кгм;
9) нормальное напряжение σi, кг/м2.
Пример расчета,
Определить глубину укладки и выполнитьстатический расчет трубопровода, укладываемого с трубоукладочной баржи.
| Исходные данные | |
| d = | α =14°; |
| d1 = | φ =0°; |
| D = | lк = |
| m = 674,176 кг/м; ^ | N0 = |
| Е = 2,1×1010 кг/м*; | RK = 0; |
| [σ] =3×107 кг/м^ | S = |
| r = | n = |
Точность решения:
θn = ±0,5º
Mn=±0,005 Mc.
Решением задачи получены с заданнойточностью следующие результаты: труба уложена на глубину Н =55 м, длина провисающей части ln =
Примечание. Программой предусмотренорегулирование в автоматическом режиме точки схода от начальной длины КР(м)до
Точность удовлетворения граничногоусловия для угла в θ точке касания с дном задается в подпрограмме SUBROUTINE DTEJ.
Начальные условия для МK, VK, ТK находятсяметодом последовательных приближений при значениях 0 ≤ æ ≤1, которое выполняется в автоматическом режиме.
1. СНиП II-45-75. "Магистральные трубопроводы. Нормыпроектирования". М., Стройиздат, 1975.
2. СНиП III-42-80 . "Правила производства и приемки работмагистральных трубопроводов". М.,Стройиздат, 1973.
3. СНиП II-В.3-72. " Стальные конструкции . Норма проектирования". М., Стройиздат, 1974.
4. СНиП II-57-75 " Нагрузки и воздействияна гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов) . Нормыпроектирования". М., Стройиздат, 1976.
5. Искандеров И.А.Вопросы проектирования и строительства морских трубопроводов. Баку,"Азернешр", 1970.
6. Камышев М.А., Капустин К.Я. Современные требования ксооружению морских трубопроводов. М., Информнефтегазстрой, 1979.
7. Капустин К.Я.,Камышев М.А. Ограничение гидрометеорологических условий эксплуатации трубоукладочной баржи при строительстве трубопроводовв море "Нефтепромысловое строительство". М., ВНИИОЭНГ, 1978, № 6.
8. Лаппо Д.Д.,Мищенко С.С. Расчет устойчивоститрубопроводов, свободно лежащих на дне водоемов. М., "Строительствотрубопроводов", 1964, № 5.
9. Рекомендации по технологии прокладки морских трубопроводов. Р 125-
10. Капустин К.Я. Плавучие буровые установки и буровые суда. М., "Недра", 1974.
11. Rules for, the design, construction and inspektion of submarine pipelinesand risers. Printed by Det norske Veritas, Oslo, 1976.
12. Germanischer Lloyd Allaemeine Grundsiitzefur Verlequnq, Prufunq and Oberwachunq von Rohrleitunqen unter Waaser, Hamburq,1973.
13. Supplement to IP pipelines code SubmarinePipelines, London, 1976.
