Курсовая работа (т): Строительство перехода через искусственные препятствия при строительстве трубопровода

Земляные работы по рытью подводных траншей заканчиваются к моменту готовности трубопровода к укладке. Перед укладкой трубопровода проверяются отметки продольного профиля траншеи.

Работы по укладке трубопровода в траншею производятся с технологических дамб. Ширина дамбы - 8 м обеспечивает монтаж нефтепровода и проход строительных машин и механизмов.

Переходы нефтепровода через русла перемерзающих рек и ручьев, а также их поймы балластируются железобетонными утяжелителями.

После пригрузки трубопровода, перед засыпкой подводных траншей, проверяется соответствие отметок верха уложенного трубопровода проектным.

Засыпка русловой части траншеи производится одноковшовым экскаватором KomatsuPC210LC-7, пойменных участков - бульдозером KamatsuD32E-1.

Работы по строительству перехода через автодорогу выполняются с опережением основных линейных работ отдельной специализированной бригадой. Переход через автодорогу производится способом продавливания.

1.1.7 Сооружение системы электрохимзащиты газопровода

Проект электрохимической защиты от коррозии разработан в соответствии с ГОСТ Р 51 164-98 "Трубопроводы стальные магистральные", ГОСТ 9.602-89 "Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии", СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы", ОНТП 51-1-85 "Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы", РД-106-00 "Правила применения протяженных гибких анодов в установках катодной защиты и контурах защитных заземлений", ПТЭМГ ВРД 39-1.10-006-2000* и другой действующей отраслевой нормативно-технической документацией.

Работы по сооружению ЭХЗ состоят из трёх этапов:

подготовительные;

строительно-монтажные;

пуско-наладочные.

Система электрохимической защиты от коррозии всего объекта в целом должна быть построена и включена в работу до сдачи трубопровода в эксплуатацию.

Подготовительные работы.

Средства и установки ЭХЗ поставляются на строительство комплектно в соответствии со спецификацией, указанной в проекте и сопровождаются сертификатами качества.

При приемке средств и установок ЭХЗ в монтаж они подвергаются внешнему осмотру, при этом проверяют соответствие проекту, комплектность, отсутствие повреждений и дефектов, сохранение окраски консервирующих и специальных покрытий, сохранность пломб, наличие и полноту технической документации заводов-изготовителей, необходимой для производства монтажных работ.

Внутриплощадочные подготовительные работы предусматривают:

приемку площадки строительства;

разбивку участка производства работ;

выполнение природоохранных мероприятий;

приемку материалов, стоек опор и проводов для воздушных линий, кабелей, конструкций для устройства заземления и пр.

Монтажные работы.

В состав монтажных работ по сооружению ЭХЗ входят:

прокладка кабелей;

сооружение анодного заземления или подключения к существующим;

установка контрольно-измерительных пунктов;

монтаж протекторных установок.

Все работы должны производиться с соблюдением требований проекта, требований по техники безопасности, изложенных в СНиП 12-03-2001, СНиП 12-04-2002.

1.1.8 Очистка полости и испытание нефтепровода

Наиболее ответственные участки нефтепровода, такие как переходы через реки, дороги, коммуникации, крановые узлы с прилегающими участками подвергаются предварительным испытаниям согласно ПСД.

2. Расчет трубопровода на прочность

Сталь 17Г1СУ

С	Si	Mn	Ni	S	P	Cr	N	Cu	As
0,15-0,2	0,4-0,6	1,15-1,6	до 0,3	до 0,04	до 0,035	до 0,3	до 0,008	до 0,3	до 0,08

2.1 Определение толщины стенки трубы

По выбранному диаметру определяем расчетную толщину стенки  по следующей формуле

 (1)

Где n - коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему рабочему давлению в трубопроводе);

р - рабочее давление, МПа;

D_н - наружный диаметр трубы, мм;

R₁ - расчетные сопротивления растяжению, МПа.

Коэффициент надежности по нагрузке выбирается в соответствии с [1] по таблице 13:

 - внутреннее давление для газопроводов

Расчётное сопротивление металла трубы и сварных соединений R₁ определяем по формуле:

 (2)

Где R₁^н - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, определяемое из условия работы на разрыв, равное минимальному пределу прочности и определяемое по [3]. Принимаем R₁^н =530 МПа;

m - коэффициент условий работы трубопровода по табл.1, [2]. Принимаем m=0,75;

k₁ - коэффициент безопасности по материалу, принимаемый по табл.9, [1]. Принимаем k₁ =1,34;

k_н - коэффициент надёжности по назначению, принимаем по табл.11, [1]. Принимаем k_н =1,0;

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. При этом минусовой допуск на толщину стенки труб не учитывается.

Принимаем стандартную толщину стенки трубы:

В соответствии с [1] толщину стенки труб следует принимать не менее 1/140 D_н, но не менее 3 мм для труб условным диаметром 200 мм и менее, и не менее 4 мм - для труб условным диаметром свыше 200 мм.

2.2 Расчет напряжений действующих на газопровод

Магистральные трубопроводы рассчитывают по методу предельных состояний. Предельным состоянием называют такое, при достижении которого нормальная эксплуатация рассчитываемой конструкции становится невозможной. Различают первое, второе и третье предельные состояния. Первым предельным состоянием называется такое, при достижении которого рассматриваемая конструкция теряет несущую способность, или, что то же самое, способность сопротивляться приложенным к ней усилиям, т.е. разрушается. Второе предельное состояние характеризуется чрезмерными, недопустимыми при эксплуатации остаточными деформациями или колебаниями. Третье предельное состояние определяется чрезмерными, недопустимыми при эксплуатации трещинами. Ни при достижении третьего, ни при достижении второго конструкции не грозит разрушение, ее прочность и устойчивость сохраняются.

Уложенные в грунт магистральные трубопроводы рассчитываются по первому предельному состоянию, т.е. принимают, что наибольшее усилие, испытываемое трубопроводом, не должно превышать его несущей способности.

Для уложенного в грунт трубопровода достижение предела текучести не означает потерю работоспособности. Трубопровод может успешно эксплуатироваться до тех пор, пока напряжения в нем не достигнут предела прочности. При расчете на прочность считают, что он идеально круглый. Учитывают лишь внутреннее давление (основное воздействие).

Делаем проверку прочности подземного магистрального трубопровода на осевые сжимающие напряжения. Продольные осевые напряжения s_{пр. N} МПа, определяются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы металла. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

,  (3)

Где α - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали α=12·10^-6 1/˚С);

Е - модуль упругости металла (для стали Е=2,06·10⁵МПа);

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, мм;

µ - коэффициент Пуассона, для углеродистой стали 0,25-0,3. Принимаем µ=0,25.

 - расчётный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании,°С. Определяется согласно формуле:

 ºС (4)  ºС

Так как σ_{пр. N}=-8,941 0, то необходимо произвести утолщение стенки трубопровода, т.к. присутствуют осевые сжимающие напряжения на прямолинейных участках трубопровода.

При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину стенки следует определять из условия

, (5)

где ψ₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле:

 (6)

2.3 Проверка прочности трубопровода

Определив значение продольных напряжений по формуле (3), необходимо провести проверку прочности проектируемого участка трубопровода по условию формулы:

 (7)

В случае если , то в трубопроводе возникают растягивающие осевые продольные напряжения и коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, принимается равным 1. При выполнении данного условия, завершается расчет на прочность участка трубопровода, и принимается рассчитанная по формуле (1) толщина стенки.

Если , то в трубопроводе возникают сжимающие осевые продольные напряжения.

Следовательно, возникает необходимость в пересчете толщины стенки трубопровода по формуле (5) и (6). Далее рассчитать значения напряжений по формуле (3) и провести проверку прочности с учетом коэффициента , который определяем по формуле:

, (9)

Условие прочности выполняется, т.к.

3. Строительство перехода через искусственные препятствия

Категория автодороги - III. Количество полос движения - 2. Ширина полосы движения - 3,5 м. Интенсивность движения транспорта от 3000 до 7000 [5]

Материал покрытия - Асфальтобетон, таблица 22 [5].

3.1 Расчет кожуха

Прокладка участков переходов трубопроводов через автомобильные дороги предусматривается в защитном футляре (кожухе), который является основной деталью перехода и предназначен для предохранения прокладываемого через него трубопровода от воздействия нагрузок, агрессивных грунтовых вод и блуждающих токов. На футляр действуют внешние нагрузки вертикальное и боковое давление грунта q_{гр. в} и q_{гр. б} и давление от веса подвижного транспорта q_п.

Для трубы диаметром 720 мм принимаем кожух диаметром 1020 мм.

Рис. 1. Схема к расчету футляра на прочность

Нагрузка от подвижного состава:

 (10)

где n_гр=1,2 - коэффициент надежности по перегрузке, зависит от веса грунта;

А - коэффициент, зависящий от глубины заложения в грунт защитного футляра. При глубине заложения 2 м А=0,4.

q - давление транспорта на единицу площади защитного футляра. Принимаем q = 4,18 т/м².

Ширина пролета естественного свода обрушения:

, (11)

Где D_ф - наружный диаметр футляра, м;

 - угол внутреннего трения грунта (для песка). Принимаем  [1]

Высота грунта в пределах естественного свода обрушения, действующая на футляр:

 (12)

строительство трубопровод автомобильная дорога

Где f _кр - коэффициент крепости породы (для песка). Принимаем f _кр=0,5 [1]

Определим расчетную вертикальную нагрузку на футляр:

 (13)

Где n_гр = 1,2 - коэффициент надежности по перегрузке;

γ_{гр. -} объемный вес грунта в естественном состоянии. (для песка). Принимаем γ_гр. =17 кН/м³ [1]

Определим расчетное боковое давление на футляр:

 (14)

Определим поперечное усилие, действующее на футляр:

 (15)

Где _ф - радиус футляра.

Определим изгибающий момент, действующий на футляр:

 (16)

Где c_пл - коэффициент учитывающий всестороннее сжатие футляра, с_пл=0,25.

Толщина стенки футляра:

 (17)

Для прокладки трубопровода под дорогой принимаем кожух Ø1020×14.

Согласно [1], концы футляров, устанавливаемых на участках переходов газопроводов через автомобильные дороги III категорий, должны выводиться на 25 м от бровки земляного полотна. Таким образом длина футляра составляет:

L_к = 9 + 50 = 59 м.

3.2 Расчеты по методу строительства

3.2.1 Продавливание

Бестраншейная прокладка труб продавливанием отличается тем, что прокладываемую трубу открытым концом, снабженным ножом, вдавливают в массив грунта, а грунт, поступающий в трубу в виде пробки, разрабатывают и удаляют из забоя.

При продвижении трубы преодолевают усилия трения по наружному ее контуру и врезания ножевой части в грунт.

Для продавливания труб применяют нажимные насосно-домкратные установки из двух, четырех, восьми и более гидродомкратов усилием по 500-3000 кН каждый с ходом штока 1,1-2,1 м, работающие от насосов высокого давления. Количество домкратов в установке зависит от необходимого нажимного усилия Р, кН, равного:

, кН (18)

 - удельное сопротивление вдавливанию ножа в грунт, равное для песчаных грунтов 70-100 кН на 1 м длины режущей кромки ножа;

 - периметр ножа, м;

 - коэффициент бокового давления грунта, равный для песка 0,35-0,41;

 - вес 1 м длины кожуха (футляра), примем 2793,98 Н/м;

 - длина бестраншейной проходки;

 - коэффициент трения кожуха о грунт;

 - вертикальное давление на 1 м длины кожуха, рассчитывается по формуле:

 (19)

 - удельный вес грунта, кН/м³;

 - наружный диаметр кожуха;

 - коэффициент крепости грунта.

 кН/м,

кН.

Выбираем установку УМТ-1,4. [6]

Основной комплект установки УМТ состоит из следующих основных сборочных единиц:

насосная станция с дизельным или электрическим приводом (в зависимости от заказа) и с комплектом магистралей для соединения с домкратной станцией;

домкратная станция;

система наведения в составе: видеомонитор, теодолит, видеокамера, направляющая головка, светодиодная мишень, стойка для установки теодолита;

бентонитовая станция (в зависимости от заказа).

Список использованных источников

1.      СНиП 2.05.06 - 85 Магистральные трубопроводы

2.      ГОСТ 20295-85 Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов. Технические условия

.        СТО Газпром 2-2.1-131-2007 Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО "Газпром"

.        СНиП III.42-80"Строительство магистральных трубопроводов".

.        ТКП 43.3.03.19-2006 "АВТОМОБИЛЬНЫЕ ДОРОГИ”

.        http://www.specpromstroy.ru/articles/172/

.        Сооружение объектов трубопроводного транспорта. Учебно-методический комплекс. Под общ. ред. Спириденок Л.М. - Новополоцк: 2004