solution of pipeline construction

Upload: cindydianita

Post on 08-Jul-2018

216 views

Category:

Documents


0 download

TRANSCRIPT

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    1/20

     

    1

    1. Цель занятия 

    1. Рассчитать устойчивость трубопровода на водном переходе через

     реку.

    2. Рассчитать тяговое усилие, подобрать трос и тяговый механизм. 

    2. Решение задание 

    2.1 Исходные данные для расчета

      плотность бетона бет= 2400 кг/м3;

      плотность воды в= 1075 кг/м3;

     

    плотность футеровки фут= 650 кг/м3;

      плотность битума бит= 1040 кг/м3;

      плотность чугуна чуг= 7500 кг/м3;

      вязкость воды νВ =1,31.10

    -6 м

    2/с;

      минимальный радиус изгиба min =5000 м;

      DH = 1420 мм;

     

    Р =5,5 Мпа;

      Vcp = 0,66 м;

      Lm = 222 м;

      грунт : суглинок.

    2.2 Расчет толщины стенки трубопровода 

    1. Выбор марки стали 

    В  этом случае, будет выбрана труба с спецификацией API 5 L

    X65. API5L Х65 стали является одним из наиболее

     распространенных материалов трубопровода в нефтяной и газовой

    промышленности.

    2. Определение толщины стенки трубы на основе СНиП 2.05.06 – 85

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    2/20

     

    2

    Расчетную толщину стенки трубопровода , см, следует определятьпо формуле 

    где  n – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления,

    n = 1,1 (таблица 13  СНиП 2.05.06 – 85);

     р –  рабочее давление, МПа;

    НD  – наружный диаметр трубы, см; 

    R 1 – расчетное сопротивление материала трубы :

    н1

    н1

    1 кк

    mR R 

     

    гден

    1R     нормативное сопротивление материала, для API 5L X65 : н

    1R 

    =в=530 МПа; 

    m – коэффициент условий работы трубопровода, для первый 

    категории трубопроводов : m = 0,75 (таблица 1 СНиП 2.05.06 – 85) ;к1 – коэффициент надежности по материалу, для характеристики

    труб  сварные из горячекатаной низколегированной или

    углеродистой стали, изготовленные двусторонней электродуговой

    сваркой или токами высокой частоты  : к1=1,55 (таблица  1 СНиП

    2.05.06 – 85);

    кн  – коэффициент надежности по назначению, для трубопровода с

    условным диаметром 1400 мм и внутренним давлением от 5,4 до 7,5 

    МПа кн=1,1 (таблица 11 СНиП 2.05.06 – 85).

    14,2331,155,1

    75,05301  

     R  МПа 

     ммсм 188,1)5,51,114,233(2

    1425,51,1

       

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    3/20

     

    3

    При наличии продольных осевых сжимающих напряжений толщину

    стенки следует определять из условия 

    )(2 11   np R

     D pn  Н 

     

      ,

    где 

     1 - коэффициент, учитывающий  двухосное напряженное состояние

    труб, определяемый по формуле 

     

     

     

      

     

     

     

      

    1

     Nпр

    2

    1

     Nпр

    1 R 5,0

    R 75,01 ,

    где  N пр. - продольное осевое сжимающее напряжение, МПа,

    определяемое от расчетных нагрузок  и воздействий с учетом

    упругопластической работы металла труб в зависимости от принятых

    конструктивных решений. 

    Продольныеосевые напряжения пр.N  МПа, определяются от

     расчетных нагрузок и воздействий с учетом упругопластической работы

    металла. Расчетная схема должна отражать условияработы трубопровода

    и взаимодействие его с грунтом. 

    В частности, для  прямолинейных и упруго-изогнутых участков

    подземных и наземных (в насыпи)  трубопроводов при отсутствии

    продольных и поперечных перемещений, просадок ипучения грунта

    продольные осевые напряжения определяются по формуле: 

    н

     ВН пр

     D pnt  E 

        

    2 N

     

    где t – коэффициент линейного расширения металла, t=1,210-5

     

    /0С (таблица 12  СНиП 2.05.06 – 85);

    Е  – модуль Юнга, Е=2,06105  МПа (таблица  12  СНиП 2.05.06  –

    85);

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    4/20

     

    4

    t –  расчетный температурныйперепад, принимаемый

    положительным при нагревании; 

      - коэффициент Пуассона, =0,3 (таблица  12  СНиП 2.05.06  –

    85);

    н  - номинальная толщинастенки трубы;

    DВН – внутренний диаметр трубопровода. 

    138418214202       Н  ВН    D D мм; 

    Абсолютноезначение максимального положительного t(+) или

    отрицательного t(-) температурного перепада определяютсядля

     рассматриваемого частного случая соответственно по формулам 

    3,281006,2102,1

    14,2333,055

    1)(

     

     E 

     Rt 

     

      0С 

    661006,2102,1

    )13,0(14,233)1(55

    1)(  

     E 

     Rt 

     

      0С 

    Продольныеосевые напряжения пр.N : 

    .18,0182

    13845,51,13,03,281006,2102,155

    )( N  МПапр        

    .233182

    13845,51,13,0)66(1006,2102,1 55)( N  МПапр  

         

    Коэффициент, учитывающийдвухосное напряженное состояние труб 

    ( 1) :

    9996,014,233

    18,05,0

    14,233

    18,075,01

    2

    1    

      

      

     

      

         

    Коэффициент   1 при растягивающих осевыхпродольных

    напряжениях  ( пр.N    0) принимаемый равным единице.

    Таким образом  при наличии продольных осевых сжимающих

    напряжений толщину стенки будет равна: 

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    5/20

     

    5

     мм мм 1896,17)5,51,19996,0.14,233(2

    14205,51,1

       

    2.3 Проверка прочности и устойчивости подземныхи наземных (в

    насыпи) трубопроводов 

    2.3.1 Проверка на прочность трубопровода в продольном

    направлени 

    Подземные и наземные (в насыпи) трубопроводыследует проверять

    на прочность, деформативность и общую устойчивость впродольном

    направлении и против всплытия. 

    Проверку на прочность подземных и наземных (в

    насыпи)трубопроводов в продольном направлении следует производить

    из условия :

    12пр. ψσ   R N    

    где пр.N  - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и

    воздействий, МПа;

    ψ2  – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное

    состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных

    напряжениях ( пр. N     0) принимаемый равным единице, при

    сжимающих ( пр. N < 0) определяемый по формуле 

    1

    кц

    2

    1

    кц2

    σ5,0

    σ75,01ψ

     R

     

      

      ,

    кц  - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления,

    МПа, определяемые по формуле: 

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    6/20

     

    6

    н

    внкц

     

    прD  

    с помощью приведенной выше формулой, можно рассчитать: 

     МПа59,23218.2

    1384.5,5.1,1σкц    

    00047,014,233

    232,595,0

    233,14

    232,5975,01ψ

    2

    2    

      

       

    как требование СНиП 2.05.06 – 85 :

    12пр. ψσ   R N    

    при  пр. N < 0

    0,18 ≤ 0,00047.233,14 

    0,18 ≤1,096 (правильно) 

    при  пр. N   0

    233 ≤ 1.233,14

    233 ≤ 233,14 (правильно) 

    Значение толщины стенки выполнить требование прочность 

    подземных и наземных (в насыпи)  трубопроводов в продольном

    направлении. 

    2.3.2 Проверка недопустимых пластических деформаций

    трубопровода 

    Для предотвращения недопустимых пластических деформаций

    подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов проверку необходимо

    производить по двум условиям: 

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    7/20

     

    7

    н2

    н

    нкц

    9,0σ   R

    m

    ;

    н

    3

    н

    пр 9,0ψσ   Rk 

    m

    ,

    гденпрσ   - максимальные (фибровые) суммарные продольные

    напряжения в трубопроводе от

    нормативных нагрузок и воздействий; 

    3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние

    металла труб; при растягивающих продольных напряжениях 

    )0σ( нпр    принимаемый равным единице, при сжимающих  )0σ(нпр    -

    определяемый по формуле:

    н2

    н

    нкц

    2

    н2

    н

    нкц

    3

    9,0

    σ5,0

    9,0

    σ75,01ψ

     Rk 

    m R

    m

     

     

     

     

    ,

    где н2R    нормативное сопротивление материала, для API 5L X65 :

    н2

    R  =т=448 МПа 

    нкцσ   - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего)

    давления, МПа, 

    Итак

    46,0

    448.1,1.9,0

    75,0

    232,595,0

    448.1,1.9,0

    75,0

    232,5975,01ψ

    2

    3  

     

     

     

     

     

    Максимальные  суммарные продольные напряжения  нпрσ   , МПа,

    определяютсяот всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и

    воздействий с учетом  поперечных и продольных перемещений

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    8/20

     

    8

    трубопровода в соответствии с правиламистроительной механики. При

    определении жесткости и напряженного состояния  отвода следует

    учитывать условия его сопряжения с трубой и влияние

    внутреннегодавления. 

    В частности, для  прямолинейных и упруго-изогнутых участков

    трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений

    трубопровода, просадок и пучения грунта  максимальные суммарные

    продольные напряжения от нормативных нагрузок и  воздействий -

    внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба  нпрσ ,

    МПа, определяются по формуле 

    2ραμσσ ннкц

    нпр

     EDt  E     

    где ρ- минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровод,

     м5000min

         

    Итак , 

    при t(+) :

     МПа07,291050002

    14201006,23,281006,2101,259,2320,3σ

    3

    555-н

    пр(1)  

     

     МПа43,291000052

    14201006,23,281006,2101,259,2320,3σ

    3

    555-н

    пр(2)  

     

    при t(-) :

     МПа18,2621050002

    14201006,2)66(1006,2101,259,2320,3σ

    3

    555-н

    пр(1)  

     

     МПа68,2031000052

    14201006,2)66(1006,2101,259,2320,3σ

    3

    555-н

    пр(2)  

     

    как требование СНиП 2.05.06 – 85 :

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    9/20

     

    9

    н2

    н3

    нпр

    9,0ψσ   R

    m  

    при нпр  0, 3 =1

    4481,19,0

    75,01332  

     

    233≤339,39(правильно) 

    Значение толщины стенки выполнить требование недопустимых

    пластических деформаций трубопровода. 

    3. Расчет устойчивости трубопровода При укладке  трубопровода свободным изгибом и равномерной

    балластировке по длине величина  нормативной интенсивности

    балластировки - вес на воздухе  , Н/м, определяется из условия 

     

      

        доптр

     хизгввн

    б 

    нвбал   qq

    к

     Р  Р qqк

    nq у..

    где nб – коэффициент надежности по материалу балластировки, nб=0,9

    (для железобетонных грузов) ;

    кн.в  - коэффициент надежностиустойчивости положения

    трубопровода против всплытия, принимаемый равным

    дляучастков перехода, для русловых через реки шириной до 200 м

    по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в

    границах производства подводно-технических работ  кн.в=1,1;

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    10/20

     

    10

    q в  –  расчетная выталкивающая сила воды, действующая на

    трубопровод; 

    q изг  –  расчетная интенсивность нагрузки от упругого отпора при

    свободномизгибе трубопровода; 

    Ру  – вертикальную составляющую воздействия

    гидродинамического потока на единицу длины трубопровода ;

    Рх  – горизонтальная составляющая  гидродинамического

    воздействия потока на единицу длины трубопровода; 

    к  – значения коэффициента  трения трубы о грунт, к=0,4 (для

    илистые и суглинистые грунты);

    q тр – расчетная нагрузка от массы трубы;

    q доп – расчетная нагрузка от веса продукта.

    На подводном переходе применяется двойная изоляция, т.е. два слоя

    изоляционной ленты и два слоя обертки. Для изоляции трубопровода

    выбираем изоляционную ленту «Поликен 980-25» толщиной δи.л.=0,635мм, плотностью ρи.л.=1046 кг/м

    3и обертка «Поликен 955-25» толщиной

    δоб.=0,635 мм, плотностью ρоб.=1028 кг/м3

    .

      Расчетная выталкивающая сила воды, действующая на

    трубопровод :

    g D

    q  Вфн В  

        

    4

    2

    .  

    где Dн.ф. – наружный диаметр футерованного трубопровода. 

    .08,1475252635,04635,041420

    244 ....нн.ф.

     мм

     D D фоб пи

          

     м Н q В

    /7,1801281,910754

    47508,1 2

      

     

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    11/20

     

    11

      Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия

    потока :

    фнср В х х   DV C  Р  .25,0        

    где Сх – гидродинамический коэффициент обтекания трубы водным

    потоком, зависящий от числа Рейнольдса, Сх = 1,1-1,2 при Re < 105; Сх =

    0,7-0,8 для гладких труб и Сх  = 1 для обетонированных или

    офутерованных труб при 105

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    12/20

     

    12

    q изн -нормативная нагрузка от собственного веса изоляции; 

    q футн – нормативная нагрузка от собственного веса футеровки. 

     

    Нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы :

    )(4

    22

     ВН  Н  м

    н

     м   D Dq      

       

    где  м  – удельный вес металла,  из которого изготовлены трубы ;

    м=78500 Н/м3  (для стали);

    DН – наружный диаметр трубопровода, м;

    DВН – внутренний диаметр трубопровода, м.

     м Н q н м /6220)384,1420,1(4

    14,378500 22  

      Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции :

    н

    об 

    нн qqq   и.л.из ,

    где  q и.л.н  – нормативная нагрузка от собственного веса изоляционной

    ленты; 

    q обн – нормативная нагрузка от собственного веса обертки. 

    q и.л.н =кизDНgи.л.и.л.,

    q обн =кизDНgобоб,

    киз  – коэффициент  читывающий величину нахлеста, киз=2,3 (при

    двухслойной изоляции/обертки)

    q и.л.н

     =2,33,141,4209,810,63510-3

    1046=66,82 Н/м, q об

    н =2,33,141,429,810,63510-31028=65,67 Н/м, 

    Тогда

    ./49,13267,6582,66из   м Н qн  

      Нормативная нагрузка от собственного веса футеровки :

    4

    )( 2.2

    фут

    инфн

    фут

     D Dgq

          ,

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    13/20

     

    13

    где фут – плотность деревянной футеровки; 

    Dн.ф – наружный диаметр офутерованного трубопровода; 

    Dн.и – наружный диаметр изолированного трубопровода. 

    Dн.и=DН+4и.п+4об=1420+40,635+40,635=1425,08 мм; 

     м Н qн

    /84,7254

    )42508,147508,1(14,381,9650

    22

    фут  

     

      Расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода: 

    q тр = 0,95∙(6220+132,49+725,84)=6724,41 Н/м 

      Определим дополнительную выталкивающую силу за счет изгиба

    трубопровода :

    3

    min

    29

    32

        

      J  E 

    qизг  

    где  рад20

    1045.173.57

    10      

    J- осевой момент инерции поперечного сечения трубы 

    44

    64   внн   D D J   

       

     

    444 0195,0384,142,164

    14,3 м J     

     м

     Н qизг 75,3

    )5000()1045,17(9

    0195,01006,232322

    11

     

      Величина пригрузки трубопровода в воде: 

     м Н q н вбал /1608406724,414,0

    98,44559,26775,37,180121,19,0

    1.  

      

        

      Расстояние между пригрузами и число пригрузов 

    Для балластировки трубопровода выбираем железобетонные

    кольцевые пригрузы, марка УТК 1420-24-2 массой 8240 кг, объемом 3,58

    м

    3

     , толщина груза гt  =0,285м, ширина груза 2,4м, наружный диаметр  гн D .  

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    14/20

     

    14

    =2,080м 

    Расстояние между пригрузами :

    .

    н

    вбал

     Вггг

    q

    gV gQl

     

       

     

    где Qг – масса груза; 

    Vг – объем груза; 

    м.68,216084

    81,9107558,381,98240

    гl

     

     Число пригрузов :

    838,8268,2

    222

    гг

    l

     L

     N   

    Принимаем количество пригрузов Nг=83 шт. 

    4. Расчет тягового усилия, подбор троса и тягового механизма 

     Чрезмерное завышение тягово усилия потребует дополнительных

    тяговых средств;занижение может привести к задерже и даже срыву

    операции.

       Первая стадия : трогание трубопровода с места на берегу 

    Tпр=f .G + C + Eпас ,

    G = L.(q тр +q бал + q фут)

    G = L (nсв (q мн +q из

    н + q фут

    н) +nб q бал

    н)

    где f – коэффициент трения поверхности трубы о грунт

    f = tg гр 

    гр  – угол  внутреннего трения грунта  ; гр  = 190(для суглинка); f

    =0,34 ;

    С  – сопротивление трубопровода сдвигу, обусловленное

    сцеплением грунта; 

    Епас – пассивный отпор грунта;

    G – общий вес офутерованного трубопровода в воздухе;

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    15/20

     

    15

    Рассчитаем нормативный вес балластировки в воздухе 

    внвб 

    б н

    вбал

    н

    балкgg

    gqq

    .

    .

        

       

    ρб – плотность материала пригрузки (бетон), ρб=2400 кг/м3;

     м Н q нбал /317061,181,9107581,92400

    81,9240016084  

     

    Общий вес офутерованного трубопровода в воздухе 

    G= 222.(0,95( 6220+132,49+725,84)+0,931706) = 7827,7 k Н 

    Сопротивление трубопровода сдвигу :

    С=Lcгрiтр ,cгр – сцепление грунта, для суглинок cгр=15 кПа ;

    iтр – длина части окружности трубы, врезавшейся в грунт,

    iтр= 0,3Dн.ф = 0,31,47508 = 0,4425 м. 

    С = 222150,4425 = 1473,5 кН. 

    Пассивный отпор грунта врезающимися в него неровностями наповерхности трубы: 

    )

    245(2)

    245(

    2

    002

    2

    гр

    ггр

    грггр

    ггпас   tgt сtgt g

    i N  Е     

    ,

    где  Nг – число выступающих элементов на поверхности трубы 

    iг  – длина хорды той части пригруза, которая погружена в

    грунт; 

    ρгр – плотность грунта (суглинок) гр= 1500 кг/м3;

    tг – толщина груза гt  =0,285м; 

    гр  – угол внутреннего трения  грунта, для суглинка

    принимаем ,гр=190  .

    2

    ..

    2

    .

    22

    2

     

     

     

     

     

     

     

        фнгнг D D

    i ,

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    16/20

     

    16

    Dн.г – наружный диаметр груза, Dн.г=2,08 м 

    ,466,12

    47508,1

    2

    08,22

    22

     мiг    

      

      

      

     

     

     H 

    tgtgпас

     Е 

    68,2187680

    2

    0190452285,01500022

    0190452

    2

    2285,081,91500466,183

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Усилие протаскивания :

    Tпр= Gf + C + Eпас ,

    Тпр=7827,7 0,34+550,9125 +2187,68068= 5400 кН. 

       Вторая стадия : скольжение по грунтовойдорожке 

    Тпр=GL,

    Тпр=7827,7 0,34= 2661,41 кН. 

      Третья стадия: скольжение по дну подводной траншей 

    Тпр=Gв f в 

    Gв = L.( q тр+ q бал.в-q в)

    Gв = L.( q м +q из +q фут +q бал.в-q в)

    Gв = G-Lq в 

    где f в  – коэффициент трения трубопровода о грунт в воде,

    ориентировочно f в=0,8tg гр=0,8tg 190=0,275;

    Gв  – общий вес офутерованного трубопровода в воздухе 

    протаскиваемого трубопровода в воде. 

    Gв =7827,7 – 222. 18,0127= 3828,88 кН 

    Тпр= 3828,880,275 = 1052,9 кН 

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    17/20

     

    17

      Четвертая стадия: трогание трубопровода с места, после

    вынужденной (более одного часа) остановки протаскивания. 

    Определяем усилие протаскивания при балластировке одиночными

    грузами: 

    Тпр= Gв f в  +Епас.в+q псSпс,

    где Епас.в – пассивный отпор грунта в воде; 

    q пс  – интенсивность «присоса» трубопровода ко дну подводной

    траншеи, в суглинках qпс=0,3 кН/м2  ;

    Sпс  – площадь поверхности контакта трубопровода и пригрузов с

    грунтом. 

    )

    245(2)

    245(

    2

    )(0

    .

    02

    2

    .

    гр

    гвгр

    гргвгр

    гг В ПАС    tgt сtgt g

    i N  Е       

     

    где сгр.в – сцепление грунта в воде, для футерованного трубопровода. 

    сгр.в=0,1 сгр=0,115= 1,5кПа 

     Н 

    tgtg Е   В ПАС 

    54,186345

    )2

    1945(285,015002)

    2

    1945(

    2

    285,081,9)10751500(466,183

    0022

    .

    Sпс=iтрL=0,4425 222=98,235 м2,

    Тпр=1052,90,275+186,345 +0,3. 98,235 = 505 кН. 

    Результаты расчетов усилия протаскивания Тпр показывают, что на

    первой стадии протаксивания по грунтовой дорожке значение Тпр 

    превышает технические возможности самой мощной лебедки ЛП-151,

    даже при использовании подвижного блока. Для уменьшения Тпр 

    используем рельсовую спусковую дорожку ОСД-3 с собственным весом

    одной тележки GT = 13кН, коэффициентом трения качения f k =0,0012 м ;

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    18/20

     

    18

     радиусом колеса тележки R T = 0,4м ; радиусом оси тележки r T = 0,09м 

    ;грузоподъемностью 250 кН. 

    Сопротивление , создаваемое трением качения колеса тележки по

     рельсам :

     T =qтр +qбал(1+ GGГ)f 

     T =(0,95(6,220+0,13249) +31,706) 1+ 13

    2500,0012

    0,4  = 0,12кН/м 

    Сопротивление , создаваемое трением скольжения в подшипниках осей

    тележки :

     =тр +бал(1+ Г) с

     

     =(0,95(6,220+0,13249) +31,706) 1+ 13

    2500,05.0,09

    0,4  =0,45кН/м 

    Дополнителное сопротивление , создаваемое трением реборд колес о

     рельсы при движении :

    T3 = 0,5 (T1+T2)

    T3 = 0,29 кН/м 

    Сопротивление, создаваемое трением тягового каната о грунт :

    T4 = q k f кн 

    где f кн – коэффициент трения каната о грунт ,f кн = 1

    q k  – погонный вес тягового каната, q k  = 140 Н/м для каната лебедки

    ЛП-151 диаметром 60,5 мм

    T4 = 0,14.1 = 0,14 кН/м 

    Усилие протаксивания :

    Тпр= [кТМ(Т1+ Т2+ Т3)+ Т4] L

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    19/20

     

    19

    где  кТМ – коэффициент трогания трубопровода с места,равен 1,5-2,0

    Тпр= [2(0,12+ 0,45+ 0,29)+ 0,14].222=412,92 кН 

    Расчетное тяговое усилие в этом случае : 

    Т р=mтягТпр ,

    где mтяг  – коэффициент условий работы при протаскивании лебедкой,

    mтяг =1,1.

    Т р=1,1412,92 = 454,212 кН

    Для четвертой стадии протаксивания по тй же формуле :

    Т р=1,1454,212 =500 кН 

    Очевидно, теперь можно заменить леведку ЛП-151 на ЛП-1А с тяговым

    усилием Ттяг=720 кН. В обоих случаях условие Ттяг≤ Т р выполняется. 

    5. Заключение 

    При проектировании толщины стенки трубы  должна  рассмотреть 

     рабочее давление, с учетом внешних механических нагрузок. Толщина

    стенок труб зависит от диаметра, рабочего давления, прочности

    материала.

    При проектировании подводного перехода через водные преграды

    обязательно должен выполняться расчет против всплытия трубопровода.

    При прокладке подводных трубопроводов наиболее

     распространенный способ является способ протаскивание его по дну  спомощью заранее уложенного троса. 

  • 8/19/2019 solution of pipeline construction

    20/20

     

    20

    Список литературы 

    1.  Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по

    сооружению трубопроводов. М., «Недра», 1979, 176с. 

    2.  Быков Л.И.,Мустафин Ф.М.,Рафиков С.К,Нечваль

    А.М,Лаврентьев А.Е. Типовые расчеты при сооружении и ремонте

    газонефтепроводов. М., «Недра», 2006, 824с 

    3.  Земенков Ю. Д.,Справочник инженера по эксплуатации

    нефтегазопроводов и продуктопроводов Земенков Ю. Д. М.: Инфра-

    Инженерия, 2006. - 928 с. 

    4.  СНиП 2.05.06 – 85 Магистральные газопроводы