реконструкция участка нефтепровода Сургут-Плоцк 400км

Лежневые и городковые опоры (рис. 2.7, а, б) выполняют из антисептированных брусьев или бревен, укладываемых на поверхность земли или на призму из гравийно-гравелистого или крупнозернистого песчаного грунта. На лежневых и городковых опорах устраивают также совмещенную прокладку трубопроводов различного назначения (рис. 2.7, в). Низкие свайные фундаменты на деревянных (рис. 2.7, г) и железобетонных опорах (рис. 2.7, д) применяют на участках с грунтами, подверженными сильным сезонным пучениям и большим просадкам.
При прокладке трубопровода «по зигзагу» применяют подвесные металлодеревянные опоры (рис. 2.7, е). На участках местности с уклоном до 10° применяют надземную прокладку трубопроводов на скользяще-подвесных опорах. Внеплощадочные канализационные трубопроводы (самотечные и напорные), если позволяют рельеф местности и условия планировки, также прокладывают на лежневых, городковых или низких свайных опорах.
При наличии в районах вечной мерзлоты сейсмичности внешние трубопроводы прокладывают надземно «по зигзагу» с использованием подвесных, скользяще-подвесных и шаровых опор (рис. 2.7, ж), а при прямолинейной прокладке — с использованием компенсаторов. В населенных пунктах и на площадках промышленных предприятий при наличии сейсмичности трубопроводы прокладывают совме-щенно в проходных коллекторах с подвеской труб к перекрытию. Переходы трубопроводов через улицы, дороги устраивают в каналах или стальных футлярах, а через водные преграды и другие препятствия — надземной прокладкой труб на стойках или по эстакадам. Применять в местах переходов бесканальную прокладку трубопроводов или устраивать дюкеры не допускается.
























Рис. 2.7. Надземная прокладка водоводов в районах вечной мерзлоты:
а — лежневые опоры; б —городковые опоры; в — совмещенная прокладка труб; г — деревянные опоры под свайные фундаменты; д — железобетонные опоры под свайные фундаменты; е— металлодеревянные опоры; ж — скользяще-подвесные и шаровые опоры; 
1 — трубопроводы в кольцевой теплоизоляции; 2—опорная деталь; 
3— металлическая пластина; 4 — деревянный брус;
5 — призма из крупноскелетного грунта; 6 —деревянный ригель; 7 — подкос; 
8— деревянная свая; 9— граница вечной мерзлоты; 10, 11 — железобетонные ригель и свая; 12—металлодеревянная опора; 13— металлическая подвеска;
14 — деревянные подкладки; 15 — шар; 16 — лист; 17 — косынка;
18— хомут; 19— опорные полусферические чаши; 20— опоры, 21 — бетонные монолитные фундаменты

3. Расчетная часть

3.1 Выполнить подбор марки трубоукладчика при изоляционно-укладочных
работах

Обзор и анализ существующих конструкций кранов-трубоукладчиков на
базе тракторов

К тракторным кранам относятся стреловые краны, ходовым устройством которых являются гусеничные и колесные тракторы сельскохозяйственного или промышленного назначения. Трактор служит одновременно ходовой частью и силовой установкой крана. Тракторные краны находят широкое применение в условиях рассредоточенного строительства небольших объектов и на погрузочно-разгрузочных работах в лесосеках. Исполнительные механизмы крана: грузовая и стреловая лебедки и механизм поворота приводятся в движение при помощи отдельных электродвигателей переменного тока, получающих питание от генератора переменного тока, соединенного с валом отбора мощности трактора. При работе на объектах, не имеющих электроэнергии, кран может отдавать излишек вырабатываемой генератором электроэнергии для питания сварочных агрегатов, осветительной сети и двигателей механизированного инструмента. При работе на объектах, обеспеченных электроэнергией, кран может работать от внешней сети, благодаря чему сохраняются моторесурсы двигателя трактора. Также применяются краны с гидравлическим приводом рабочих органов, где основной двигатель трактора приводит в действие гидронасос от которого в последствие за счёт гидрошлангов передаётся рабочая жидкость, которая в свою очередь питает гидромоторы и гидроцилиндры привода. К кранам-трубоукладчикам относятся самоходные (краны с боковой неповоротной маневровой стрелой, шарнирно закрепленной на раме гусеничного хода). Трубоукладчики применяются при строительстве магистральных трубопроводных сооружений: трубопроводов, нефтепроводов и водопроводов, а также, на строительно-монтажных работах для подтаскивания монтируемых элементов.
Базой для кранов-трубоукладчиков служат серийные гусеничные тракторы (значительно реже — колесные). Для трубоукладчиков, грузоподъемностью свыше 15 тонн, ходовое устройство выполняется удлиненным с применением серийных узлов и деталей тракторов и с уширенным расстоянием между гусеничными тележками. Для увеличения силы тяги и уменьшения скорости передвижения изменяют характеристику бортовых редукторов базового трактора введением дополнительной зубчатой пары и уменьшением числа оборотов ведущего колеса гусеничной ленты.

Расчет грузоподъемности крана

Примем следующие данные для расчёта крана:
Высота подъёма груза, м – 5
Скорость подъёма груза, м/с – 0,2
Вылет стрелы, м – 3,5
Режим работы, ПВ % - 25 (средний)
Привод механизма подъёма и подъёма стрелы – гидравлический.

Определяем грузоподъемность крана исходя из уравнения устойчивости.


отсюда максимально допустимый вес груза будет равен:

где Ку – коэффициент грузовой устойчивости, Ку = 1,4;
Мвост – момент восстанавливающий;
Мопр – момент опрокидывающий;
Gт-вес трактора, из технической характеристики принимаем Gт = 14300 кг ;
Gг-вес груза;
а – расстояние от центра тяжести трактора до точки опрокидывания;
b – расстояние от точки опрокидывания до центра тяжести груза.
;










Рис.3.1 Схема крана

Расчет механизма подъема груза, стрелы

Расчёт механизма подъёма стрелы
1) определяем кратность полиспаста, в зависимости от грузоподъёмности
Q, по таблице, приведенной ниже. (а=2)

Q, т До 1 1…5 5…12 12…20 a 1…2 2…3 3…4 4…6
2) Выбираем крюк и конструкцию крюковой подвески по атласу
(крюк №11)
















Рисунок 3.2 – выбор крюка и крюковой подвески


3) Определяем КПД полиспаста (ηп):

,

Где ηп – кпд блока полиспаста
- кпд обводного блока

4) Определяем усилие в канате:
кН
5) Выбор каната.
Канат по правилам РОСГОРТЕХНАДЗОРА выбирается по разрывному
усилию указанному в стандарте или в заводском сертификате:



Где: К – коэффициент запаса прочности, выбирается по таблице
(для среднего режима работы – 5,5)
кН
Выбираем канат типа ЛК-Р 6Ч19 О.С. диаметром 13
6) Определяем диаметр блоков из условия долговечности канатов
по соотношению:

Где: dк – диаметр каната (dк = 13 мм)
е – допускаемое отношение диаметра барабана к диаметру каната.
Принимаем по нормам РОСГОРТЕХНАДЗОРА для кранов
общего назначения и среднего режима работы е = 18.

Принимаем Dбл = 240 мм. Dб – предварительно принимаю больше
Dбл. Dб = 252 мм. Для удобства размещения зубчатой полумуфты
внутри барабана.
7) Определяем мощность необходимую для выбора двигателя с учётом
з механизма привода:
кВт
8) Выбираем гидромотор по величине Pст из атласа [3]:
Гидромотор 210.12
Рдвиг = 8 кВт
n = 2400 мин-1
Тпуск = 36,2 Нм (страгивания), максимальный 46 Н*м.
Iдвиг = 0,08 кгм2
Диаметр вала = 20 мм.
9) Определяем номинальный вращающий момент на валу двигателя:
Нм
10) Определяем статический момент на валу двигателя:
Нм

11) Определяем частоту вращения барабана:
мин-1
12) Определяем передаточное число механизма:

13) Выбираем передаточное число стандартного 3х
ступенчатого цилиндрического редуктора из атласа:
Uр = 80 (ЦЗУ – 160)
14) Уточняем частоту вращения барабана:
мин-1
15) Уточняем диаметр барабана, для того, чтобы сохранить
заданную скорость подъёма груза, необходимо увеличить диаметр, так
как частота вращения его уменьшилась до 30 при выборе значения
первого числа стандартного редуктора.

мм.

Значение Dб принимаем = 255 мм округлив расчётный диаметр до
ближайшего из ряда чисел Ra40 по ГОСТ 6636 – 69, при этом
фактическая скорость подъёма незначительно увеличится.
м/с
Расхождение с заданной скоростью составляет около 0,14%, что допустимо.
16) Определяем размеры барабана:







Рис.3.3 Схема барабана

Определяем шаг нарезки канавок для каната:
мм
Rk = 0,54*dk = 0,54*13 = 7,02 ≈ 7 мм
Определяем толщину стенки:
мм
Определяем диаметр по дну канавки нарезки:
мм
мм
Определяем число витков нарезки:

Где: Zкр = 3, число витков крепления
Zзап = 1,5 число запасных витков
Zраб – число рабочих витков:

17) Расчёт барабана на прочность.












Рисунок 3.4 – эпюра расчета барабана

Напряжения сжатия:
;
где t – шаг нарезки
МПа
Допустимые напряжения сжатия для чугуна СЧ15 = 88МПа
напряжения изгиба д и кручения ф для коротких барабанов lб/Dб<3
составляет не более 10%, величину которого можно не учитывать, в нашем
примере lб/Dб = 350/255 = 1,06 < 3 в этом случае напряжения изгиба будут
равны:


Определяем эквивалентные напряжения:










18) Расчёт крепления каната к барабану.

Рисунок 3.5 – схема барабана

Определяем усилие ветви каната к накладке крепления:
;
где е = 2,71; f = 0,15; б = 3*п
;
где: КТ – 1,5 коэффициент запаса сил трения
Zm – 2 число шпилек или болтов
Размер накладки выбираем исходя из диаметра каната
При Dк = 14,2 мм => резьба шпилек = М16 d1 = 14,2 мм материал шпильки
Ст3, [д] =85
19) Выбор тормоза.
Определяем статический момент при торможении:
Нм
Тормоз выбирается с учетом запаса по тормозному моменту т.е.
Тт≥Тст*Кт ,
где: Кт – коэффициент запаса тормозного момента.
Тт = 19,55*1,75 = 34,21 Нм
Выбираю ленточный тормоз с гидроприводом, с номинальным Тт = 100 Н*м
Диаметр тормозного шкива = 200 мм.
20) Выбор муфты. Выбор муфты следует производить по расчётному
моменту:
Тр= Тст*К1*К2 = 26,8*1,3*1,2 = 41,8 Н*м
Выбираем упругую втулочно-пальцевую муфту с тормозным шкивом
ш = 200 мм.
21) Выбор редуктора. Производится по передаточному числу UM = 80,
вращающему моменту на выходном валу Твых и консольной нагрузке Fк
на выходном валу.
Твых = Тст*UМ*зМ = 26,8*80*0,88 = 1885 Н*м
Выбран редуктор Ц3У – 160
Uред = 80; Твых = 2кНм; Fк = 11,2кН
22) Проверка времени запуска.
Тторм = ±Тст.торм.+Тин1.т+Тин2.т
Знак (+) следует принимать при опускании груза, т.к. в этом случае время
торможения будет больше.

Момент сопротивления сил инерции вращающихся частей привода при
запуске:
Нм
Момент сопротивления от сил инерции барабана:

Тт = 19,55 Нм
Далее решаем уравнение относительно времени пуска:



Величина ускорения при запуске соответствует рекомендации для
механизмов подъёма при погрузочно-разгрузочных работах [J] допускается
до 0,6 м/с2. Медлительность обусловлена особенностями гидравлического
привода.
23). Проверка времени торможения:

Тторм = ±Тст.т.+Тин1т+Тин2т
где: Тторм - среднетормозной момент двигателя; знак плюс следует
принимать при опускании груза, так как в этом случае время торможения
будет больше;
Тст.т - статический момент сопротивлений при торможении;
Тин1т - момент сопротивлений от сил инерции вращающихся частей привода
при торможении;
Тин2т - момент сопротивлений от сил инерции поступательно-движущихся
масс при торможении.
Тормозной момент определяется по выбранному двигателю Тторм =80 Н*м.
Определяю моменты сопротивлений при торможении:



Далее решается уравнение относительно времени торможения:

Ускорение при торможении:

Величина замедления при торможении соответствует рекомендациям для
механизмов подъема при разгрузочно-загрузочных работах ([i] = 0,6 м/с2)
[1].










Рис. 3.6 Схема действия нагрузок со стороны подшипников на ось блока.

Эпюра изгибающих моментов представляет собой трапецию, а значение
изгибающего момента будет равно:
ТИЗГ=Р*а=(Q/2)*а=2,93*9810*0,015/2=215,5 Н
Требуемый диаметр оси определяется из следующей формулы:


Из ряда чисел принимаю стандартное значение диаметра оси блока
d=30 мм.



Рассчитываем прочность оси стрелы.

,

Рис. 3.7 Эпюра изгибающих моментов

где Sсм – площадь смятия, Sсм = рdД ,
где Д – толщина проушины, м.
Sсм = р*0,04*0,005 = 0,00126 м2,
Fсм = Gстр * cos(90-б) + Gгр * cos(90-б) + Fшт * cosг + Fк * cosв,
где: б – угол наклона стрелы,
в – угол наклона троса механизма подъёма груза,
г – угол наклона троса механизма подъёма стрелы.









Рис. 3.8 Действие сил на механизм подъема груза

Fсм = 7*200 * cos(90-б) + Gгр * cos(90-б) + Fшт * cosг + Fк * cosв = 37641,5 Н,

Отсюда принимаем диаметр оси стрелы 40 мм.
Рассчитаем напряжение стрелы на сжатие:
Взяв l за 140, приняв коэффициент заделки за 1 определяем, что площадь
сечения равна:
S = 140*ц / Fсж = 140*0,45 / 37641,5 = 16,73 см2,
Также найдём необходимый радиус инерции:
r = lстр / 140 = 0,05 м = 5 см.
Принимаем швеллер 20-П по прототипу: r = 8,08 см, S = 87,98 см2,
W = 152 см3.
Рассчитываем напряжение на сжатие:

Ищем изгибающую силу, действующую перпендикулярно наклону стрелы.

Mизг=lстр*[G*cosб – Fk*sinв-Fk*sinг]=11951,9 Н*м
Момент сопротивления будет равен
W = 2W = 2*152 = 304 см3.
уизг=11951,9 / 304 = 39,32 МПа,
что меньше допустимого.
Рассчитаем эквивалентное напряжение:

что также меньше допустимого.

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Произведем расчет следующих экономических показателей:

4.1 Расчет эксплуатационных затрат на ремонтные работы
Амортизационные отчисления:
, (4.1)
где – сумма амортизационных отчислений, (тыс.руб.);
- стоимость основных фондов, (тыс.руб.);
- норма амортизации, %.
, (4.2)
Расчёт амортизационных отчислений приведен в табл. 4.1.


Наименование Стоимость основных фондов, тыс. руб. % амортизационных отчислений Сумма амортизационных отчислений, тыс.руб. 1 2 3 4 Линейный участок 54327,87 16,7 9072,75 Запорная арматура 112367,83 16,7 18765,43 Переходы вототоков 58213,04 16,7 9721,58 Охранно-пожарная сигнализация 15014,55 16,7 255,24 Электрохимзащита 13645,44 11,8 1637,45 Диспетчерская связь(ДС) 3800,01 11,8 456,1 Узлы приема-пуска СОД 42310,54 5,7 2411,70 Помещение оператора 18421,84 5,7 1050,04 Вдольтрассовая ВЛ 10кВ 89031,44 3,1 2759,97 База обслуживания 74546,22 3,1 2310,93 Электроснабжение линейных потребителей 4063,81 3,1 121,89 Всего 48563,08 Таблица 4.1 Амортизационные отчисления


4.2 Текущий ремонт газопровода низкого давления
Расходы на текущий ремонт прининаем в размере 15% от суммы амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов. Это составляет 7284,46 тыс. руб.

4.3 Заработная плата рабочему персоналу
Затраты на оплату труда рассчитаны исходя из численности основного и вспомогательного персонала, обслуживающего участок газопровода низкого давления.
Штатное расписание по видам сооружений с расчетом годового фонда заработной платы представлено в табл. 4.2.

Таблица 4.2 Расчет оплаты труда по типам подразделений, тыс.руб.
Наименование
должностей Числ-ть Раз-ряд Месячный ФЗП на 1 ед. Годовой ФЗП на 1ед. Месячный ФЗП Годовой ФЗП 1 2 3 4 5 6 7 Начальник участка 1 120 1440 120 1440 Дежурный диспетчер 4 50 600 200 2400 Механик 1 50 600 50 600 Мастер эксплуатационного участка 1 60 720 60 720 Старший мастер эксплуатационного участка 1 70 840 70 840 Оператор НПС 2 6 40 480 60 960 Оператор НПС 2 5 35 420 50 840 Оператор НПС 2 4 30 360 40 720 Оператор НПС 2 3 25 300 30 600 Обходчик линейный 4 3 30 360 80 1440 Слесарь-ремонтник 2 4 40 480 60 960 Слесарь-ремонтник 2 3 35 420 50 840 Электрогазосварщик 1 5 40 480 35 480 Электрогазосварщик 1 4 35 420 30 420 Слесарь КИПиА 1 4 35 420 20 420 Электромантер 1 5 35 420 20 420 Итого 28 780 14100,0
Годовой фонд заработной платы на весь объект составляет 14100,0 тыс. руб.

4.4 Отчисления на социальные нужды
В качестве налоговой базы для единого социального налога принят фонд оплаты труда работников. ЕСН принят в размере 26% от фонда заработной платы и составляют 3666,0 тыс. руб.

4.5 Эксплуатационные расходы
Распределение затрат по всем статьям отражено в таблице 4.3

Таблица 4.3 Распределение эксплуатационных затрат
Наименование Сумма, тыс.руб. ,% 1 2 3 1.Амортизационные отчисления 48563,08 65,97 2.Текущий ремонт 7284,46 9,90 3.Заработная плата 14100,0 19,15 4.ЕСН 3666,0 4,98 ВСЕГО 73613,54 100
4.6 Расчет экономической эффективности инвестиций
Для определения экономической целесообразности проекта рассчитывается следующий ряд показателей:

1. Чистая текущая стоимость (ЧТС)
а) ЧТС годовая (ЧТСi)
(4.3)
где -чисто текущая стоимость года;
- коэффициент дисконтирования года;
- приток денежной наличности года;
- инвестиций года.
(4.4)
где - чистая прибыль;
- годовые амортизационные отчисления
(4.5)
гденалог на прибыль, ;
– прирост валовой прибыли.
(4.6)
где - цена реализации нефти, =34 руб/ т;
- цена покупки нефти, = 32 руб./т;
- объем реализуемой нефти: 4,670 млн.т/год.
(4.7)

где - норма дисконта, ;
- коэффициент инфляции, ;
- расчетный год.

б) ЧТС проектная (ЧТСПР)
(4.8)

в) ЧТС аккумулированная (ЧТСАКК)
Под ЧТСАКК понимают ЧТС посчитанную нарастающим итогом

Проведем расчет по вышеописанной методике:




Результаты расчета основных технико-экономических показателей сведены в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Основные технико-экономические показатели
Наименование показателей Ед.измерения Значение 1 2 3 Эксплуатационные затраты, в т.ч.: млн.руб. 73,607 -Амортизационные отчисления млн.руб. 48,563 -Текущий ремонт млн.руб. 7,284 -Заработная плата млн.руб. 14,1 -ЕСН млн.руб. 3,66 Чистая текущая стоимость (ЧТС) млн.руб. 7,588
Оценим экономическую эффективность ремонта нефтепровода методом дисконтирования, или методом чистой текущей стоимости (ЧТС):
, (4.9)
где ЧТСi – чистая текущая стоимость i-ого года;
Иi – капиталовложения на модернизацию i-го года;
Кдискi – коэффициент дисконтирования;
ПНАЛ – поток наличности i-ого года, млн. руб.
; (4.10)
Согласно данным полученным из сметы затрат на содержание участка нефтепровода затраты на эксплуатацию и ремонт коммуникаций и оборудования связанных с парафинообразованием составят за два года 2,550 млн. руб.
ПЧИСТ – чистая прибыль от реализации проекта, т.е. с учетом налогообложения, млн. руб.
Чистая прибыль от реализации проекта составит:

Приток наличности составит:



Коэффициент дисконтирования определяем по формуле:
; (4.11)

где Нд – норма дисконтирования, принимаем Нд = 0,10;
КИНФ – коэффициент инфляции, КИНФ= 0;
ti- расчетный год (0,1,2, и т.д.).
Аккумулированная, или суммарная чистая текущая стоимость определяется по формуле:
; (4.12)
Результаты расчетов сведем в табл. 4.4 и по результатам расчетов построим график зависимости ЧТСАК от ti рис. 4.1.


Рисунок 4.1 Чистая текущая стоимость проекта

Расчет ЧТСАК проекта показывает, что срок окупаемости данного проекта составляет 2,5 лет.
Необходимо рассчитать внутреннюю норму рентабельности ВНР, т.е. ту дисконтную ставку, при которой . Результаты расчетов ВНР сведем в таблицу 4.4 и покажем на рисунке 4.2.

Таблица 4.4 Расчет внутренней нормы рентабельности проекта
ti КДИСК, 20% ЧТСi КДИСК,
30% ЧТСi 0 1,0000 -4,60 1,0000 -4,60 1 0,8333 2,81 0,7692 2,59 2 0,6944 2,34 0,5917 1,99 (=0,56 (=0,00

Рисунок 4.2 Оценка внутренней нормы рентабельности проекта

Коэффициент отдачи капиталов определяем по формуле:
, (4.13)

Все показатели экономической эффективности сведем в таблицу 4.4:

Таблица 4.5 Показатели экономической эффективности инвестиций
Показатели Значения Чистая текущая стоимость 1,26 млн. руб. Срок окупаемости 2,5 года Внутренняя норма рентабельности 30% Коэффициент отдачи капиталов 1,27 руб./руб.
Исходя из показателей экономической эффективности проекта считаем проект выгодным, так как срок окупаемости не велик и на один вложенный рубль получаем 1,27 руб. дохода.



5. Заключение

В дипломной работе дана краткая классификация дефектов трубопроводов,
причины возникновения дефектов, оценка степени опасности дефектов,
обоснование целесообразности замены участка трубопровода.
Описаны основные требования к трубам для трубопроводов, требования к заводским наружным антикоррозионным покрытиям трубопроводов.
Рассмотрены способы ремонта трубопровода с заменой труб, последовательность технологических операций, схемы способов ремонта трубопровода с заменой труб, обоснование способа ремонта, принятого в курсовой работе.
Рассмотрены виды работ при ремонте трубопровода с заменой труб (подготовительные, земляные, подъемно-очистные, сварка труб, изоляционно-укладочные и т.д.), краткая характеристика работ, разработка и профили траншеи при вскрытии трубопровода, способы демонтажа трубопровода.
Произведено описание технологических карт последовательности выполнения работ по капитальному ремонту трубопровода с заменой труб в заводской изоляции.
Рассмотрены контроль качества и приемка работ.
В расчетной части выполнены подбор трубы для замены участка трубопровода, произведен расчет толщины стенки трубопровода.
Выполнены подбор марки трубоукладчика при изоляционно-укладочных работах.
Произведен экономический расчет эффективности ремонта участка нефтепровода Сургут-Полоцк.



6. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Александров М.П. «Подъёмно-транспортные машины» 5-е издание, 1979
г. Москва, «Высшая школа».
2. Александров А.П., Решетов Д.Н., Байков Б.А. и др. «Подъёмно-транспортные машины: Атлас конструкций». 2-е издание, 1987 г, «Машиностроение», 122 с.
3. «Атлас конструкций гидромашин и гидропередач» Б.М. Бим-Бад, М.Г. Кабаков, С.П. Стесин; Издательство: Инфра-М; 2004, 136 с.
4. Трубопроводный транспорт нефти. Под ред. С.М. Вайнштока. Учебник. – М.: Недра, Т.2 – 2004. – 621 с.
5. С.А. Горелов Машины и оборудование для сооружения газотрубопроводов. Уч. пособие. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. – 122 с.
6. В.Г. Лукьянов, А.Д. Громов, Н.П. Пинчук Технология проведения горно–
разведочных выработок. Учебник. – Томск.: Изд–во ТГУ, 1999.
7. В.И. Минаев Машины для строительства магистральных трубопроводов.
Учебник. – М.: Недра, 1985. – 440 с.
8. ВСН 011–88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.
9. ГОСТ 9.602–2005 – Единая система защиты от коррозии и старения.
10. СНиП 2.05.06–85 – Магистральные трубопроводы.
11. РД 39–0147103–334–86 – Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте трубопроводов под давлением.
12. РД 102–011–89 – Охрана труда. Организационно–методические документы.
13 СНиП 3.01.01–85 – Организация строительного производства.
14. ВСН 006–89 – Строительство магистральных трубопроводов.
15. Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. М.: Высшая школа, 2006 – 279 с.
16. Защита трубопроводов от коррозии. Т.2 / Ф.А. Мустафин, Л.И. Быков,
А.Г. Гумеров и др. СПб.: Недра, 2007. – 656 с.
17. Коршак А.А., Байкова Л.Р. Диагностика объектов нефтеперекачивающих станций. Уфа: Дизайн ПолиграфСервис, 2008. – 176 с.
18. Кузнецов Н.С. Теория и практика неразрушающего контроля изделий с помощью акустической эмиссии. М.: Машиностроение, 1998. – 197 с.
19. Интернет – сайт: http://www.traktora.ru/, «Трактора.ru»
20. Интернет – сайт: http://www.promtractor.ru, «ОАО Промтрактор».
21. Интернет – сайт: http://www.specserver.com, «Специальный сервер для
специального транспорта».
22. Интернет – сайт: http://www.ural–market.com, «Урал Маркет».


7. Приложения к расчетам

Приложение 1 - Ориентировочные диаметры трубопровода и давлений на станциях в зависимости от пропускной способности трубопровода
Диаметр, мм Давление, МПа Пропускная способность, млн. т/ год 529 5,3-6,4 6-8 630 5,1-6,1 10-12 720 4,9-5,9 14-18 820 4,7-5,7 22-26 920 4,5-5,6 32-36 1020 4,5-5,5 42-50 1220 4,3-5,3 70-78
Приложение 2- Прочностные характеристики труб
Наружный диаметр труб, мм Номинальная толщина стенки, мм Марка стали Шов Предел прочности не менее, МПа Предел текучести не менее, МПа 1 2 3 4 5 6 1420 25 Импортная Прямой 590 410 1420 20,5 Импортная --//-- 550 410 1420 19,5 Импортная --//-- 590 410 1420 17,5 Импортная --//-- 550 410 1420 17,5 17Г2СФ --//-- 540 370 1420 16,5 Импортная --//-- 590 410 1420 16 17Г2СФ --//-- 540 370 1420 13,5 17Г2СФ --//-- 540 370 1220 15,2 19Г1С --//-- 510 350 1220 15 14Г2САФ --//-- 560 390 1220 14,5 17Г1С --//-- 510 350 1220 13,0 14г2САФ --//-- 560 390 1220 12,5 17Г1С --//-- 510 350 1220 12,5 Импортная --//-- 590 410 1220 12 17Г1С Спиральный 510 350 1220 12 17Г2СФ --//-- 540 370 1220 11,5 14Г2САФ Прямой 560 390 1220 11 14Г2САФ --//-- 560 390 1220 10,5 Импортная --//-- 590 410 1020 16,5 17Г1С Прямой 510 350 1020 16 Импортная --//-- 530 390 1020 14 17Г1С --//-- 510 350 1020 12,5 14Г2САФ --//-- 560 390 1020 12,5 14ХГС --//-- 490 340 1020 12 16Г2САФ --//-- 590 410 1020 12 14Г1С --//-- 510 350 1020 11,5 14г2САФ --//-- 560 390 1020 11 14Г2САФ --//-- 560 390 1020 11 17Г1С --//-- 510 350 1020 11 14ХГС Прямой 490 340 1020 10,6 15ГСТЮ Спиральный 520 350 1020 10 14Г2САФ --//-- 520 350 1020 10 17Г1С --//-- 510 350 1020 9,5 14Г2САФ --//-- 560 390 1020 9 16Г2САФ --//-- 590 410 1020 9 Импортная Прямой 590 410 820 12 17Г1С --//-- 510 350 820 11,5 17Г1ГС Спиральный 510 350 820 11,5 17Г2СФ --//-- 540 370 820 11 17ГС Прямой 510 350 820 11 17Г2СФ Спиральный 540 370 820 10,5 17ГС Прямой 510 350 820 10 17ГС --//-- 510 350 820 10 17Г2СФ Спиральный 540 370 820 9,5 17Г2СФ --//-- 540 370 820 9 17ГС Прямой 510 350 820 8,5 17Г1ГС Спиральный 510 350 820 8 17Г2СФ --//-- 540 370 720 12 17ГС Прямой 510 350 720 11,5 17Г2СФ Спиральный 540 370 720 11 17ГС Прямой 510 350 720 10,5 17Г1С Спиральный 510 350 720 10 17Г1С --//-- 510 350 720 9,5 17Г2СФ Спиральный 540 370 720 9 17Г1С --//-- 510 350 720 8,5 17Г1С --//-- 510 350 720 8,5 17Г2СФ --//-- 540 370 720 8 17ГС Прямой 510 350 720 7,5 17ГС --//-- 510 350 720 7 17Г2СФ Спиральный 540 370 630 8 12Г2С k1 = 1,4 490 340 630 9 12Г2С 490 340 630 10 12Г2С 490 340 630 11 12Г2С 490 340 630 12 12Г2С 490 340 530 9 14ХГС Прямой 490 340 530 8,5 17Г2СФ Спиральный 540 370 530 8 14ХГС Прямой 490 340 530 8 17Г1С Спиральный 510 350 530 7,5 17Г2СФ --//-- 540 370 530 7,5 17Г1С --//-- 510 350 530 7 17Г2СФ --//-- 540 370 530 7 17Г1С --//-- 510 350 530 6,5 17Г2СФ --//-- 540 370 530 6,5 17Г1С --//-- 510 350 530 6 17Г2СФ --//-- 540 370 530 6 17Г1С --//-- 510 350 426 10 20 Бесшовная 410 240 426 9 20 --//-- 410 240 426 9 20 Прямой 410 240 426 8 20 --//-- 410 240 426 7 20 --//-- 410 240 377 9 20 Бесшовная 410 240 377 6 20 Спиральный 410 240 325 8 10 Бесшовная 410 240 325 7 10 --//-- 330 220 325 6 10 Спиральный 330 220 325 5 10 --//-- 330 220
Приложение 3 - Значение коэффициентов условий работы трубопровода m
Категории магистральных трубопроводов I II III IV Значение коэффициента m 0.75 0.75 0.9 0.9
Приложение 4 - Классификация магистральных трубопроводов по категориям
Назначение магистрального трубопровода Категория трубопровода Для транспортирования природного газа
а) диаметром менее 1200 мм
б) диаметром 1200 мм и более
IV
III Для транспортирования нефти и нефтепродуктов
а) диаметром менее 700 мм
б) диаметром 700 мм и более
IV
III
Приложение 5 - Значение коэффициента безопасности по материалу
Характеристика труб Термически упрочненные трубы (закаленные и отпущенные в трубе или листе); из низколегированной стали, прокатной по регулируемому режиму 1,34 Горячеправленые (по режиму нормализации), термически упрочненные (закаленные и отпущенные в трубе или листе), из нормализованной стали, из стали, прокатанной по регулируемому режиму 1,4 Спиральношовные из горячекатаной низколегированной стали, сваренные в три слоя, и прямошовные экспандированные трубы из нормализованной листовой стали, сваренные двусторонним швом дуговым методом 1,47 Прямошовные экспандированные и спиральношовные из горячекатаной низколегированной и углеродистой стали. Бесшовные трубы 1,55











59



3

5

8

10

10999007

12987

1221987

1765

20

240

250

22

26

24

26

24

34

54

57

60

61

73

71

80




ВНР=


30%

83

85