СТРОИТЕЛЬСТВО МОРСКИХ...

к. я . КАПУСТИН, М. А. КАМЫШЕВ

СТРОИТЕЛЬСТВО МОРСКИХ

ТРУБОПРОВОДОВ

МОСКВА, «НЕДРА», 1982

У Д К 621.643.002(204.1)

Капустин К. Я., Камышев М. А. Строительство морских трубопроводов. М., Недра, 1982, 207 с.

Даны общие требования к сооружению подводных трубопроводов. Опнсаны конструкции трубоукладчиков и технологические особенности их эксплуатации. Большое внимание уделено определению эксплуатационных качеств трубоуклад-чиков, а также расчету устойчивости уложенных на дно моря трубопроводов. Рассмотрены перспективы развития технических средств для строительства мор-ских трубопроводов, б том числе динамическая система стабилизации положения судна-трубоукладчика. Приведены материалы зарубежных фирм.

Д л я инженерно-технических работников нефтяной, газовой и судостроитель-ной промышленности.

Табл. 33, ил. 88, список лит. — 35 назв.

Р е ц е н з е н т — инж. Д. К. Мзареулов (Мингазпром)

К 3608000000—052

043(01)—82 171—81 © Издательство «Недра», 1982

ВВЕДЕНИЕ

«Основными направлениями экономического и социального раз-вития С С С Р на 1981—1985 годы и на период до 1990 года» преду-смотрено ускоренное развитие трубопроводного транспорта. В них указано на необходимость повышения надежности трубопровод-ных систем и внедрения технологии круглогодичного строительства трубопроводов в районах со сложными природно-климатическими условиями. В таких районах осуществляется сооружение морских трубопроводов.

Поиск, разведка и добыча нефти и газа на шельфе Мирового океана приняли в настоящее время широкий размах . Поисковые геолого-геофизические исследования проводятся у берегов почти всех стран.

Первая попытка разработки з алежей нефти на шельфе в на-шей стране б ы л а осуществлена в 1897 г. на Каспийском море. На о. Святом (ныне о. Артема) было начато бурение нефтяных сква-жин, одна из которых в 1902 г. д а л а первую морскую промышлен-ную нефть. В 1910 г. по смелому проекту инж. А. И. Потоцкого впервые в мировой практике была начата засыпка моря в районе Бакинской бухты с целью освоения нефтяных участков Бибиэй-бата , где впоследствии был создан крупный нефтегазодобывающий промысел. Новый этап в развитии морских промыслов на Кас-п и и — строительство в 1934 г. в районе о. Артема первого в мире металлического основания, с Которого была пробурена скважина , д а в ш а я фонтанную нефть, и прокладка в 1935 г. первого морского нефтепровода диаметром 300 мм, протяженностью 6,5 км: через пролив, отделяющий^ о. Артема от АпшеронскогЬ полуострова.

Широкое развитие морская добыча получила в послевоенный период. С 1946 г. в открытом море начали строить крупноблочные основания, а с 1948 г. — морские нефтепромысловые эстакады. В исключительно сложных гидрометеорологических условиях на нефтегазовом месторождении Нефтяные Камни (в 50 км от бере-га) на свайных опорах был построен целый городок. В настоя-щее время на морских акваториях Каспийского моря (на глубине до 100 м) устанавливают основания, разработанные проф. С. А. Оруджевым.

С освоением морских нефтяных и газовых месторождений свя-зано сооружение многочисленных подводных трубопроводов — по существу новой отрасли гидротехнического строительства. Н а -чиная с 1950 г. на Каспийском море ежегодно прокладываются десятки нефтегазопроводных магистралей, в первую очередь внутрипромысловых. Первые из таких крупных магистралей — газопровод о П е с ч а н ы й - З ы х (диаметр 350 мм) и нефтепровод о. А р т е м а - А п ш е р о н (диаметр 250 мм) . В 1957 г. советскими специалистами был разработан и внедрен скоростной способ про-кладки по дну Каспийского моря трубопроводов сечением 168Х

У Зак. 489 3

Х8 мм, протяженностью 7,2 км с применением электроконтакт-ной сварки звеньев труб.

В годы Великой Отечественной войны в кратчайшие сроки бы-ли проложены бензинопровод через Ладожское озеро (1942 г.) протяженностью 21,5 км на глубинах до 12,5 м и две нитки неф-тепровода (1943 г.) с о. Сахалин на материк через пролив Невель-ского в Охотском море по трассе Оха — Комсомольск-на-Амуре. Через этот же пролив позже были проложены еще две нитки неф-тепровода.

В 60-х годах на Каспии стала внедряться технология укладки трубопроводов на дно с водной поверхности путем залива воды в трубопровод.. Этим оригинальным способом сооружены сотни ки-лометров подводных трубопроводов диаметром 219—426 мм на глубинах моря до 30 м. Позже через Финский залив были проло-жены трубопроводы (диаметр до 529 мм), а также глубоковод-ные трубопроводы (диаметр до 1220 мм) для сброса вод в Чер-ное море, нефтепроводы (диаметр до 720 мм) для беспричально-го налива танкеров и т. д.

Если в начальный период освоения морских нефтегазоносных месторождений на Каспийском море подводные трубопроводы имели диаметр не более 150 мм, трубы соединялись муфтами и укладывались с небольших плоскодонных спаренных барж (кир-жимов) , то в последние годы для сооружения трубопроводов ис-пользуется трубоукладочная баржа «Сулейман Везиров», способ-ная укладывать трубопроводы диаметром до 800 мм на глубину до 200 м. С применением этой баржи в 1979 г. построен пере-ход магистрального газопровода через Куйбышевское водохра-нилище: на глубинах до 42 м проложены четыре нитки трубопро-вода (диаметр 720 мм, протяженность каждой из них 5,5 км) .

Уместно отметить, что такие специализированные организации страны, как тресты Азморнефтегазстрой, Союзподводгазстрой и Подводречстрой, накопили значительный практический опыт по строительству трубопроводов в морских условиях. Определенный опыт по строительству морских трубопроводов накоплен и за ру-бежом. В 1940 г. были уложены первые морские трубопроводы на глубинах 10—20 м в Мексиканском заливе. В 1944 г. с буксируе-мых плавучих барабанов уложено шесть ниток трубопровода (диа-метр 75 мм) через пролив Ла-Манш для снабжения топливом англо-американских войск после их высадки на континент. В 50-х годах в мировой практике укладка трубопроводов проводилась уже на глубинах 50—60 м. В 60-х годах в США, Нидерландах, Франции, Италии, Японии и некоторых других технически разви-тых странах создаются мощные трубоукладочные и трубозаглу-бительные баржи, способные проводить работы в морских усло-виях. В последние годы широкий размах приняло строительство трубопроводов в Северном море при весьма суровых природно-климатических условиях: глубина укладки трубопроводов— 180 м, диаметр труб—914 мм, темп трубоукладочных работ—2—3 км/сут. Возросла продолжительность рабочего сезона у трубоукла-4

дочных судов. Это произошло, благодаря применению трубоукла-дочных барж нового типа, более мощных обслуживающих судов, модернизации трубозаглубительных установок, совершенствова-нию конструкции трубопровода, применению труб из специальных сталей с высоким пределом текучести и низким содержанием уг-лерода, усилению контроля за качеством нанесения защитных и утяжеляющих покрытий, широкому использованию автоматиче-ской сварки и внутритрубных аппаратов для контроля сварных швов, изготовлению двухтрубных секций непосредственно на баржах , применению различных способов подводного соединения секций трубопроводов, использованию специальных подводных средств для обследования трубопроводов, их ремонта и т. д.

Мировой опыт проектирования и строительства морских тру-бопроводов наглядно показал, что столь сложные инженерные сооружения могут быть успешно созданы только при всесторон-нем изучении условий строительства и проведения фундаменталь-ных исследовательских работ. Такие исследования по широкой программе в течение ряда лет проводились в Гипроморнефтегазе и ВНИИСТе.

Значительный вклад в развитие морского трубопроводного строительства внесли советские ученые и специалисты, в первую очередь профессора С. А. Оруджев, И. П. Кулиев, Д. Д. Лаппо, кандидаты технических наук И. А. Искендеров, С. И. Левин, ин-женеры Н. М. Гусейнов, Р. А. Рустамов и др.

В данной работе приведены результаты теоретических и экспе-риментальных исследований, выполненных в лаборатории строи-тельства подводных трубопроводов В Н И И С Т а Миннефтегазстроя и направленных на решение вопросов, связанных с сооружением морских трубопроводов.

Глава 1 СОВРЕМЕННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ

МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Под морской трубопроводной системой подразумевается взаи-мосвязанная система морских магистральных трубопроводов и стояков, обеспечивающих транспортировку жидких и газообраз-ных углеводородов (нефть, конденсат, природный бензин, сжи-женный газ, нефтепродукты и их фракции в жидком виде, угле-водороды в газообразной форме) от морских месторождений к береговым базам. Морской нефтегазопровод представляет собой ту часть трубопровода, которая расположена ниже водной по-верхности при максимальном приливе. Подводные переходы на-земных трубопроводов в л и м а н а х приливно-отливных зон и через морские участки т а к ж е относятся к морским трубопроводам. Стояк нефтегазопровода представляет собой соединительный вертикальный трубопровод между морским трубопроводом и обо-рудованием на стационарной платформе.

Обычно проектирование трубопровода выполняют в три ста-дии: технико-экономическое обоснование (ТЭО) , технический проект, рабочие чертежи. Д в е последние стадии часто объединяют в одну — технорабочий проект. ТЭО р а з р а б а т ы в а ю т на основании имеющихся картографических материалов и минимального объе-ма инженерных изысканий вдоль намеченной трассы трубопрово-да . Оно необходимо для определения оптимального варианта трассы трубопровода и выбора основных конструктивных элемен-тов его, а т а к ж е д л я выбора способов укладки и заглубления трубопроводов и определения номенклатуры оборудования для строительства.

В состав проекта на стадии ТЭО включают: план района с нанесенными изобатами и вариантами трассы

трубопровода; продольные профили по трассам трубопровода с указанием

глубины воды, геологической структуры дна и величины заглуб-ления трубопровода;

конструкцию трубопровода; пояснительную записку по гидравлическому расчету трубопро-

вода, а т а к ж е по расчетам на прочность и устойчивость против всплытия;

описание возможных технологических схем укладки и заглуб-ления трубопроводов;

технико-экономические расчеты по возможным вариантам строительства трубопровода;

материалы инженерных изысканий с описанием природных ус-ловий района строительства.

6

Технический проект разрабатывают после утверждения ТЭО проекта трубопровода. В техническом проекте представлены чер-тежи, пояснительный материал и информация по следующим во-просам:

конструктивные размеры трубопровода; свойства применяемых материалов, включая технические ус-

ловия на поставку или изготовление; характеристика сварных соединений и сварочных процессов; механические соединители и их монтаж; процесс изготовления и монтажа трубопроводов (стояка, его

основания, включая методы неразрушающего контроля); система антикоррозионной защиты; система защиты от размыва; методы улучшения подготовки дна (заглубление, засыпка и

т. п.); система оснащения приборами для управления трубопроводом

и стояком при монтаже и работе; предполагаемые способы и объемы ежегодных и специальных

периодических обследований трубопровода; способ ремонта установленного трубопровода и стояка. Помимо этого в нем приводят данные об окружающей

' среде: профиль трассы трубопровода, включая глубину воды, величи-

ну заглубления и т. д.; характеристика методов изучения дна и свойства грунтов, свойства грунтов, относящиеся к их оценке как основания для

трубопровода; топография дна моря; ветровые и волновые условия; приливы и течения; температура воздуха и воды; ледовая обстановка; сейсмическая активность; биологическая активность; нагрузки, включая их крайние значения, положение и направ-

ление; графики температур и давления для действующей трубопро-

водной системы. В проекте представляют расчеты на прочность, выносливость

и хрупкость; устойчивости стенок трубы; динамических нагрузок и напряжений, включая анализ вибрации; устойчивости на морском дне; системы защиты от коррозии.

На стадии технического проекта разрабатывают проект орга-низации строительства (ПОС), который включает описание при-нятых методов выполнения основных видов работ (сварочных, изоляционных, земляных, укладки трубопроводов). ПОС подле-жит согласованию со строительной организацией.

В проекте на стадии рабочих чертежей представляют уточ-ненные материалы, перечисленные ранее, а также рабочие черте-

жи на отдельные конструкции. Рабочие чертежи разрабатывают на основании уточненных материалов инженерных изыскании, необходимость и объемы которых устанавливают на стадии тех-нического проекта. В состав рабочих чертежей входит уточнен-ная смета на строительство трубопроводов.

Проект производства работ ( П П Р ) на строительство трубо-провода разрабатывает строительная организация по материа-лам проекта организации строительства, рабочим чертежам и материалам инженерных изысканий.

При проектировании следует учитывать, что функционирова-ние трубопроводной системы и ее надежность зависят от влияния окружающей среды, т. е. от ветра, волнения, течения, сейсмиче-ских, геологических и геотехнических условий, температуры воды, степени загрязнения и коррозионности среды и Т; п. При расчете стояков учитывают непосредственное воздействие на них ветра, который может вызвать вибрацию, и используют те же данные по ветровым нагрузкам, что и при расчете опорных морских плат-форм. Если стояк расположен рядом с другими частями плат-формы, то учитывают изменение скорости ветра в результате на-рушения поля потока. На трубопровод и стояк волнение может воздействовать двояко: непосредственно (например на незаглуб-ленный трубопровод и не защищенный кожухом стояк) и косвен-но (например деформация стояка в результате воздействия волн на платформу или деформация трубопровода в результате коле-бательных движений трубоукладочной баржи при волнении). Д л я определения характеристики волнения вдоль трассы трубо-провода можно использовать ограниченное число зон, каждая из которых имеет практически постоянную глубину воды, топографию дна и другие факторы, влияющие на волновые нагрузки. Необхо-димы также данные о волновом режиме каждой зоны (высота и длина волн, их повторяемость по высоте и направлению, а также по сезонам года).

Необходимо иметь точные данные о температуре воздуха и воды, которые используют для определения температурных напря-жений, деформаций смещения и т. д. Наблюдения за максималь-ными, минимальными и средними температурами вдоль трассы трубопровода должны быть многолетними. Помимо этого необ-ходимы данные о плотности и прозрачности морской воды.

Обычно в техническом задании на проектирование трубопро-вода указывают физический и химический состав транспортируе-мого продукта, допустимое содержание коррозионных компонен-тов в нем (включая соединения серы, воды кислорода), а также предельные давление и температуру вдоль трубопровода, учиты-вают влияние ихтиофауны моря на изменение нагрузок на стояк и трубопровод, принимают во внимание биологические и экологи-ческие факторы.

Трубопровод во время монтажа или эксплуатации может под-вергнуться воздействию работ различного вида или препятство-вать проведению этих работ, например донному тралению или по-

8

становке судов на якорь. Это воздействие изучается, а в проек-те указываются необходимые защитные мероприятия.

Д л я выбора системы защиты от коррозии необходимо знать температуру, соленость, содержание кислорода, величину рН, электрическую сопротивляемость, течение, устойчивость морских донных отложений, биологическую активность (сульфатредуди-рующие бактерии и т. п.) морской воды и грунта вдоль трассы (с учетом сезонных колебаний).

Проведение инженерных изысканий в районе будущего строи-тельства — обязательный фактор, гарантирующий правильное проектирование, сооружение и эксплуатацию морского трубо-провода.

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗЫСКАНИЯ

При определении геологического строения и рельефа дна по грассе трубопровода, включая геоморфологию береговой зоны, исследуют следующие свойства грунтов: сопротивление грунта срезу, естественное насыщение водой, плотность грунта, плот-ность сухого остатка, влажность нижнего предела пластичности, влажность грунта, показатель пластичности, предел текучести или напряжения среза (для глины), гранулометрический состав. Помимо этого определяют группу грунтов и условия их перехода в жидко-пластическое состояние при сейсмических ударах, волне-нии, размыве, засыпке траншей. На рис. 1 показана различная консистенция почвы в условиях водного насыщения.

В состав геологических изысканий включают данные по дви-жению наносов, эрозии морского берега и возможным оползневым явлениям. Развитие рельефа и формирование донных осадков в прибрежной зоне связаны в основном с волновым воздействием. По разным оценкам мощность зоны волнового воздействия со-ставляет от У2 до Уз длины волны. На внутренних морях она редко

300

Рис. 1. Консистенция почвы в усло-виях водного насыщения:

1 — жидкость; 2 — полужидкость ; 3 — 0,01 Аттенберг-лимита; 4 — вискозная жид-кость; S — отношение с ж а т и я по Аттеи-бергу; 6 — жидкостный лимит; 7 — п л а с -тичность; в — пластический лимит; 9 — полутвердое состояние; 10 — лимит сжа-тия; —твердое состояние; AV — о б ъ е м -вое изменение (в % от объема сухой мас-сы) ; С — насыщение (в % от сухой мас-

сы)

200

/ в 1 / 8

| i i ю , 1 \ » 1 100 200 300& V,%

превышает 25 м, а на открытых океану окраинных морях дости-гает 50 м.

Геологические изыскания проводят путем сейсморазведки с высокой разрешающей способностью для установления характе-ра изменения залегания пластов под дном моря, а путем звуко-вой гидролокации с боковой разверткой — для исследования пес-чаных наносов, мест скопления валунной глины и тиллитов. Ши-рина сканирования морского дна составляет 600—800 м. Обычно звуковой гидролокатор устанавливают на специальном геологи-ческом судне. Используют также малогабаритные ультразвуковые трунтографы без развертки типа УЗГ и МЗГ, способные опреде-лить грунты мощностью до 20 м на глубине моря до 600 м.

В районе трассы трубопровода пробы грунта отбирают пробо-отборниками или путем мелкого колонкового бурения. Пробоот-борником можно взять керн на следующей глубине (в м): в мягкой глине и иле — д о 3,3; в песке — 1,8—2,4; в крепкой глине — до 0,3. Д л я взятия проб грунта используют также виброотборник, свинченный из труб диаметром 50—75 мм, с грунтоносом для за-хвата грунта. Виброотборник позволяет брать пробы грунта (глина твердая, суглинки, пески, мергель мягкий и т. д.) на глу-бине до 10 м и более. Особенно удобно брать им водонасыщенные, илистые и песчаные грунты. Д л я связных грунтов следует приме-нять трубы с боковыми прорезями, а для песчаных — без проре-зей. Определение несущей способности грунта на глубинах моря до 5 м можно производить непосредственным вдавливанием в него круглых штампов различного диаметра (15, 35 и 50 см), опускаемых с борта судна на штанге с грузом.

Д л я взятия проб керна могут быть оборудованы небольшие суда, оснащенные приспособлением для спуска и подъема пробо-отборника или небольшим буровым станком, а также приборами для точного определения местонахождения в море. При взятии проб мягких грунтов керн всегда необходимо брать с глубины, на 2 м превышающей проектируемое заглубление трубопровода (осо-бенно это касается прибрежной зоны).

Перечисленные геологические данные позволяют определить необходимое заглубление трубопровода в грунте, способ заглуб-ления, конструкцию крепления берегов, возможные условия по-тери устойчивости трубопровода в грунте, связанные с переходом грунта в жидко-текучее состояние в результате разжижения от волнения. В свою очередь знание этих параметров (наряду с дру-гими данными инженерных изысканий) позволяет выбрать опти-мальное направление трассы и рассчитать затраты на строитель-ство. ,

ТОПОГРАФИЧЕСКИЕ РАБОТЫ

Топографические работы включают съемки рельефа морского дна вдоль трассы трубопровода на ширину до 200 м (при особо сложном рельефе дна и наличии подводных препятствий до 600 м), включая съемку прибрежной полосы, которая прилегает

10

к акватории трассы на ширину не менее 200 м в каждую сторону от створа трубопровода. План акватории выполняют в масштабе 1 : 10 000 или 1 : 2 5 0 0 0 с изобатами через 0,5—1 м (в зависи-мости от сложности рельефа) . Продольный профиль по горизонту снимается аналогично плану по вертикали в масштабе 1 : 100 или 1 : 200. На совмещенный план акватории и трассы морского трубопровода наносят имеющиеся инженерные сооружения, су-доходные пути и каналы, места стоянки судов.

При выполнении топографических работ отмечают следующие особенности, влияющие на конструкцию и способ укладки трубо-проводов: препятствия в виде обнаженных скальных пород, круп-ных валунов и т. п., которые необходимо удалить до укладки тру-бопровода; потенциально неустойчивые склоны, глубокие доли-ны, эрозия в виде размывов и наносов.

Основные источники информации о рельефе морского дна — эхограммы и морские навигационные карты. При промере глубин: используют эхолоты, а для обнаружения подводных объектов — гидролокаторы бокового обзора, подводное телевидение, установ-ленное на судне. Визуальный осмотр может проводиться с под-водных лодок.

МЕТЕОРОЛОГИЧЕСКИЕ И ОКЕАНОГРАФИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

При метеорологических и океанографических исследованиях получают следующие данные.

Повторяемость и направление ветра, течения и волнения (по многолетним данным). Характеристики высоты волн /г„ для неко-торых районов шельфа приведены на рис. 2. При выборе обеспе-ченности волны подводные магистральные трубопроводы отнесены в отечественной практике ко второму классу капитальности со-оружений, для которых обеспеченность расчетной волны прини-мается равной 5%, т. е. повторяемость т — один раз в 20 лет. Некоторые данные по волнам 3%-ной обеспеченности на различ-ных акваториях морей страны приведены в табл. 1. Интересные данные [7] получены путем экспериментальных наблюдений для периода волн Т в зависимости от ее длины Я и глубины аква-тории Н

Правильное определение параметров, характеризующих ветер, течение и особенно вол-нение, играет ' большую роль как в организации строительст-ва при расчете времени работы трубоукладочиых барж и дру-гих технических средств, так а

Рис. 2. Характеристика высоты волн в Северном море ( I ) и в :заливе

: , Аляска (2)

11

Т а б л и ц а 16

Обеспеченность волнения по морям (в %)

Море

Балтийское Баренцево Охотское Черное Азовское Каспийское Карское

кая губа) (Байдарац-

Высота волвы, м.

0—1,2 1,2—2 2—3 3—5 5—7

75 53 51 71 95 73 57

11 14 19 19 4

10 18

13 15 5 1

10 19

5 15 9 3 0 6 5

7 11 11 7 3 7 6

при эксплуатации трубопроводов, обеспечивая достаточную устой-чивость их на дне, особенно в прибойной зоне, где возможно раз-жижение грунта под действием волн.

Скорость течения замеряют как минимум в трех точках: на поверхности, у дна и на середине глубины. При этом учитывают одновременное действие течений, вызванных приливно-отливными явлениями, постоянных течений от перепада температур и ветро-волновых течений. Скорость течения колеблется в широких пре-делах (от 0,5 до 1,5 м/с) и включает в себя все виды течений. Ве-тровые течения чаще всего составляют 1—2% от скорости ветра на поверхности моря и могут достигать 0,3—0,4 м/с. В расчетах принимают суммарную скорость—около 1 м/с на поверхности и 0,2—0,4 м/с у дна.

Приливно-отливные явления учитывают при определении на-грузок на трубопровод и разработке проекта проведения работ. Максимальный прилив включает в себя как астрономический прилив, так и нагон воды при шторме. В минимальном приливе учитывается только астрономический прилив.

Многолетние наблюдения за максимальными, минимальными и средними температурами моря н воздуха используют при расче-тах температурных напряжений, тепловой изоляции и т. д.

Данные о плотности и прозрачности морской воды, а также дацные о биологической активности района моря используют в проекте производства работ и отражают в мероприятиях по за-щите трубопровода от коррозии.

При сооружении трубопровода в районах образования и пере-движения льда учитывают ледовые условия, в том числе воздей-ствие льда на стояк и трубопровод, потенциальную- возможность пропахивания дна льдом и контакт трубопровода с плавающим льдом, помехи ото льда при монтажных работах.

Д л я оценки ледовой обстановки используют следующие дан-ные: наличие и распространение припайного льда; сроки его об-12

разования и вскрытия; толщину, плотность, торосистость припай-ного льда в течение сезона; наличие и распространение районов с полным промерзанием моря; толщину, плотность, торосистость льда и промерзание грунта в этом районе; наличие и распростра-нение зон с подвижным льдом, время появления и очищения ото льда трассы трубопровода; деформацию прибрежного участка дна при перемещении льда.

Используются также данные по сейсмической активности, ту-манам, химическим и физическим свойствам морской воды, све-дения о ихтиофауне.

Г л а в а 2

КОНСТРУКЦИЯ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

ТРУБЫ Д Л Я ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Трубы для магистральных трубопроводов выбирают в соот-ветствии с требованиями С Н и П 11-45—75 «Магистральные тру-бопроводы. Нормы проектирования» на основе технико-экономи-ческого расчета. При выборе труб учитывают условия строитель-ства, возможности строительной техники, а т а к ж е возможности поставки выбираемых труб и создания соответствующих перека-чивающих агрегатов и арматуры.

Специфика строительства и эксплуатации морских трубопро-водов требует применения труб из высокопрочных, вязких и плас-тичных сталей (табл. 2) . При выборе труб анализируют химиче-ский состав стали, прочностные, пластические и вязкие свойства основного металла и сварных швов, свариваемость, точность гео-метрии труб и др. Стальные трубы, предназначенные для строи-тельства морских трубопроводов, должны отвечать следующим требованиям:

отношение предела текучести стали к временному сопротивле-нию должно быть не более 0,75 для труб из углеродистых сталей и не более 0,8 для труб из низколегированных сталей;

относительное удлинение на пятикратных образцах должно быть не менее 2 0 % ;

ударная вязкость при 0°С должна составлять не менее 40 Дж/см 2 ;

эквивалент углерода не должен превышать 0,46%; пластическая деформация металла в процессе изготовления

труб (экспандирования) должна быть не более 1,2%. Эти требования обусловлены высокими гидростатическим и

рабочим давлениями в трубе, особенностями укладки трубопро-водов на дно моря, а т акже , необходимостью увеличения надеж-ности морских сооружений по сравнению с сухопутными. Трубы с временным сопротивлением Ов до 420 Н/мм 2 изготовляют из ма-лоуглеродистой стали, прокатываемой обычным способом, с вре-менным сопротивлением до 550 Н/мм 2 — из малоуглеродистых низколегированных сталей. Низколегированную дисперсионно твердеющую сталь с регулируемой температурой проката приме-няют для изготовления труб с огв = 550-=-600 Н/мм2 . Потребность в высокопрочных трубах при строительстве трубопроводов на глу-боководных акваториях моря — причина создания термоупрочнен-ных путем з а к а л к и и отпуска сталей с ств>600 Н/мм2 . Однако эта сталь имеет высокое отношение предела текучести к времен-ному сопротивлению.

На Каспийском море (глубины до 30 м) при строительстве

14


Содержание химических элементов и механические свойства стальных бесшовных труб, применяемых при сооружении морских трубопроводов

Государствен-' ные стандар-

ты и техниче-ские условия

на бесшовные трубы

Диаметр труб ,

мм М а р к а стали

Содержание химических элементов, % Механические свой-ства (не менее)

К,

Государствен-' ные стандар-

ты и техниче-ские условия

на бесшовные трубы

Диаметр труб ,

мм М а р к а стали

С Si Мп s р Н/мм 2

с т , Н/мм2 6s, %

К,

ГОСТ 87Й1—74,, 57—426 Малоуглеродистая! 0,18—0,27 0,12—0,3, 0,4—0,7 0,05 0,04 412 245 20 1,55 ГОСТ - 8.73й—74 Ст4сп (ГОСТ

0,18—0,27 0,12—0,3, 0,4—0,7

3)80—71) Сталь 20 0,1 7.—0i,24 0,17—0,37 0,35—0,65 0,04 0,035 412 245 21 1,55

ТУ 14-3-500—76 194—325 (ГОСТ 105.0—74)

0,1 7.—0i,24 0,17—0,37 0,35—0,65

ТУ 14-3-500—76 194—325 Низколегирован- Не более 0,5.—0,8 1,3—1,7 0,04 0,035 491 343 21 1,4 ная 09Г2С (ГОСТ 0,12;

0,5.—0,8 1,3—1,7

1928)2—73, группа -

В в ГОСТ 87-31 —

п ~ .. ~ .. .. .. ~ _

74)

П р и м е ч а н и е , а в , <тт, 65 — соответственно временное сопротивление, предел текучести и относительное удлинение материала труб; Ki -т коэффициент безопасности по материалу стали.

морских нефтегазопроводов наибольшее применение нашли стальные бесшовные трубы из углеродистых сталей марок Ст4сп и сталь 20 диаметром 219—426 мм, выпускаемые отечественной промышленностью (ГОСТ 8731—74, ГОСТ 8733—74). Отношение толщины стенки к диаметру применяемых на Каспии труб состав-ляет 1 : 22 (для труб диаметром 219 мм) и 1 : 26 (для труб диаметром 426 мм) .

Отечественная промышленность выпускает электросварные трубы (прямошовные и спиральношовные) для магистральных газонефтепроводов диаметром до 820 мм (ГОСТ 20295—74). Д л я изготовления этих труб применяют спокойную и полуспокойную углеродистую или низколегированную горячекатаную или терми-чески обработанную сталь. Марку стали выбирают с учетом огра-ничений по предельному содержанию некоторых химических элементов.

Содержание некоторых химических элементов (в %, не более) в стали для труб, применяемых при сооружении морских трубопроводов

Углеродистая Низколегиро- Углеродистая Низколегиро-сталь ванная сталь сталь ванная сталь

Углерод . . . .0,22 0,2 Хром 0,25 0,8 Марганец . . .0,65 1,66 Никель . . . .0 ,3 0,3 Кремний . . . .0,37 0,6 Медь 0 ,3 0,3 Сера 0,04 0,036 Ванадий . . . . — 0,1 Фосфор . . . .0,035 0,035

Механические свойства труб должны соответствовать данным, приведенным в табл. 3.

Т а б л и ц а 3 . Механические свойства сварных труб (не менее),

применяемых для сооружения морских трубопроводов

Класс прочности

о в , Н/мм5 ат, Н/мм2 Относительное удлинение 6S. %

R42 412 245 21 K5Q 491 34,3 20 К52 510 3)53 20 К55 540 373 20

Поставка электросварных прямошовных и спиральношовных труб отечественного производства ( D > 8 0 0 мм) и импортных труб ( D ^ 1 4 2 0 мм) осуществляется по специальным техническим условиям (табл. 4) .

В зарубежной практике морские трубопроводы сооружают преимущественно из труб, отвечающих требованиям стандартов Ф Р Г ( Д И Н 17172) и Американского нефтяного института (API— 5LX). Эти трубы классифицируют по нормативному значению пре-дела текучести (табл. 5). Д л я перевода в метрическую систему индекс группы прочности стали по API—5LX следует умножить на 7,03 (например, для стали группы прочности Х60 ат = 60-7 03 = = 4 2 2 Н/мм 2 ) . • '

16

т х as а ? !• о ^ «ц л р

X SS

Т а б л и ц а 1 1 Техническая характеристика стальных труб большого диаметра импортного

производства, применяемых при сооружении морских трубопроводов

Поставщик труб (номер технических

условий) СО OD Г-о 30

ФРГ (ТУ 21/76МВ)

ФРГ (ТУ 28-40-48,-76 MB)

Франция (ТУ 28-40-48-76)

Япония (ТУ 28-40-48-76С)

Наружный диаметр

труб, мм

Номиналь-ная

толщина стенки, мм

Содержание в стали неко-торых химических элемен

тов, %

530

720 1020

720 1020

720 1020

22

16 21,5

16 21,5

16 21,5

С—0,18, Si—ОД Мп—1,6, S—0,025, Р—0|,006, Ni— 0,1, Сг—0,25, Си—0,2, V—О.ОЙ, .Nb—0,06

С—0,15, Si—0,2,4-0,5, Мп—1,6., Р—0,025,, S— 0,012, Ni—0,1, Сг—0,25, Си— 0,29, V—0,08, N b -0,06

С—0,15, Si—0,24-0,5i ' Мп—1,5, S—0,025,, Р -0,012, Ni—0,1, Сг—0.25, Си—0,29, V—0,08, N b -0,05

С—0,16, Si—0,004-0,25, Мп—1,6, S—0,025, Р -0,012, Ni—0,1, Сг—0,25. Си—0,2, V—0.08, N b -0,05

Основные норматив-ные характеристики

металла

"в-Н/мм2 «V

Н/мм2 65, %

530

530 530

530 530

530 530

392

392 392

392 392

392 392

20

20 20

20 20

20 20

Эквива-лент

углерода , не более

0,45

0 ,43 0 ,43

Гарантиро-ванное заво-дом испыта-тельное давле

I п-н. (по ТУ), Па

11770 11770

11770 11770

11770 11770

Контроль за состоянием по-

ставляемого материала

труб

100%-ный ультразву-ковой конт-роль (бес-шовные тру-бы)

100%-ный ультразву-ковой конт-роль (регу-лируемая прокатка)

То же »

Т а б л и ц а 5 Механические свойства и содержание в стали для труб некоторых химических элементов

Механические свойства (не менее) Содержание элементов, %

Стандарт Класс прочности

а в , Н/мм 2 «V Н/мм2 6В, %

N и

в « £ С Si Мп

S (не более) прочих

API-5LX (экспанди-рованные)

Х42

Х46

414

435

289

317

Согласно стандарту

— 0,28

0,28

— 1,24

1,24

0,05

0,05

—

Х52 455 359 — 0,28 — 1,24 0,05 . —

Х56 400 387 — 0,26 — 1,35 0,05 Nb—0,005, V—0,02, Ti—0,03

X60i 517 414 • — 0,26 — 1,36 0,05 То же \ t Х65 53,1 448 — 0,26 — 1,4 0,05 Nb—0,005, V—>0,02

i Х70 565 483 — 0,23 — 1,6) 0,05 —

Д И Н 17172' Ст 43,7 422—5201 294 23 39 0,22 0,4 0,5—1,1 0,045 —

1 Ст 47,7 4 6 1 - 5 7 9 324 21 39 0,22 0,2—0i,45 0,7—1,3' 0,045 — » 1 Ст 53,7 510—628 363 20 39 0,22 0,2—0,55 0,9—1,5 0,045 —

1 Ст 56,7 530—677 383 19 39 0 ,23 0,25—0,55 1—1,5 0,045 V+iNb+Ti =50,15

t f Ст 60,7 549—706 412 18 39 0 ,23 0,55 1,6 0,045 Nb—0,05, V—0,02

П р и м е ч а н и я : 1 . а н — у д а р н а я вязкость . f 2. Содержания в стали фосфора не должно превышать 0,04%.

При заключении контрактов на поставку труб химическии со-став и механические свойства могут несколько изменяться по со-, гласованию между заводом — поставщиком труб и заказчиком.

Д л я морских трубопроводов первостепенное значение имеет их хорошая свариваемость, которая в первую очередь зависит^от содержания углерода в трубных сталях. Способность сталей к свариваемости обычно оценивают по эквиваленту углерода, рас-чет которого проводят по формуле Международного института сварки

, , г Мп V + Mo + Cr , Cu + Ni

где С, Мп, V, Mo, Сг, Си, Ni — содержание в металле труб соот-ветственно углерода, марганца, ванадия, молибдена, хрома, меди и никеля.

Способ изготовления труб налагает на их характеристики оп-ределенные ограничения. Отметим особенности основных спосо-бов производства труб. Стальные бесшовные трубы (диаметром до 426 мм) изготовляют на трубопрокатных станах из круглой нагретой до температуры ковкости заготовки путем последова-тельной их прошивки, вальцовки, калибровки в горячем и холод-ном состояниях, механической отрезки торцов труб, гидравличе-ского испытания. Бесшовные трубы имеют большую толщину, чем электросварные.

Трубы электросварные спиральношовные изготовляют из намо-танного на барабан листа, который после правки полосы и обра-ботки кромок попадает в систему формирующих валков, сверты-вающих полосу в трубу. Затем шов сваривают внутренней и на-ружной сваркой и проводят контроль качества. Скорость изготов-ления труб этим способом в несколько раз выше, чем скорость изготовления продольно сваренных труб. Этот метод позволяет производить трубы самых больших диаметров. Следует отметить, что для сооружения подводных трубопроводов, особенно морских, предпочтительнее использовать электросварные прямошовные трубы из-за их большей надежности.

Прямошовные трубы изготовляют из прямоугольных листов стали путем прессования в несколько этапов: сначала на U-образ-ном штампе с усилием 30 МН, на О-образном штампе с усилием до 500 МН. После этого продольный шов сваривают снаружи и внутри. Трубы экспандируют (несколько расширяют диаметр) , за счет чего снимаются внутренние напряжения, проводят гидравли-ческие испытания, поверхность труб проверяют магнитографиче-ским способом, а на торцах нарезают фаски. Конструкция обору-дования позволяет изготовлять трубы длиной 12 м (в Японии до 19 м) при толщине стенок до 25 мм. Фирма «Маннесман» (ФРГ) строит завод для выпуска труб длиной до 18 м и диаметром 456— 1620 мм с толщиной стенки до 40 мм.

Д л я современной технологии сборки и сварки трубопроводов с обеспечением требуемой прочности сварных соединений большое

19


Допуски на размеры прямошовных электросварных труб

Отклонение наружного

диаметра от номинального,

мм

Подготовка кромок

Стандарт

Отклонение наружного

диаметра от номинального,

мм

Допуск на из-гиб (в ни) на 1000 мм трубы

Отклонение толщины стенки трубы Овальность Угол ,

градусы Притуп-

ление, мм

Высота усиления наружного шва ,

мм

Отклонение массы трубы,

% от номи-нальной мас-

сы

ГОСТ 20295—74

± 2 при £>>530 мм

1,5 + 1,44 0,8 мм при в =11-7-25 мм

Не более ± 1 % от диаметра

2 7 + 3 1—4 0 , 5 - 3 , 5 —

AP15LX +2,384-4—0,79 на расстоя-нии 100 мм от конца труб при D > 273 мм

2 + 154—12,5)% при £>=5457 мм; + 19,54—8% при £>>508 мм

Не более ± 1 % от диаметра. Сред-нее квадратичное отклонение ± 1 , 6 мм

30±* 1 , 6 - 0 , 8 Не более 3,18 при 6 < 12,7 мм, не более 4„76 при 6 > 12,7 мм

+ 1014—3,5

ДИН • ± 1 . 6 При визу-альном ос-мотре труба должна быть прямой

+0„4бк—0,35 мм при 3s£6sSlQ мм; —0,5 мм при б > > 1 0 мм (верхний предел зависит от допуска на массу)

Не более ± 1 % о т диаметра при > 0 , 0 1 £> (при 6s£ =50,01 D — не га-рантируется)

2,5 при < 8 мм, не бо-лее 4 при 6 > > 14 мм

+ 1 0 4 — 8

Стандарт за-вода «Ки-мицу» («Ниппон Стил Корпо-рейшн», Япония)

± 1 , 5 1,5 + Ю'% ± 1 , 5 мм при / ) < < 6 5 0 мм, ±2 при D>650 мм

3Q±50 1 гН-0.8 1 ' —0,5 Не более 2 при

б < 1 2 , 7 мм Не более 2,5 при 6 > 12,7 мм

значение имеют допуски на размеры труб, которые для морских трубопроводов должны быть минимальными (табл. 6) .

На заводах-изготовителях к а ж д а я труба должна подвергать-ся гидравлическому испытательному давлению, определяемому по формуле

ри = 200 6 R/D ВН I (2)

где б— минимальная толщина стенки трубы; # —расчетное на-пряжение, принимаемое равным 90% от минимального норматив-ного предела текучести; DBH — внутренний диаметр трубы.

Таким образом, в практике строительства морских трубопро-водов применяют бесшовные горячекатаные трубы диаметром до 0,45 м и прямошовные электросварные трубы любого диаметра , причем толщина стенки трубы, равная 25 мм, — в настоящее время предельная при изготовлении сварных труб. Нормирован-ные допуски на массу труб во многих случаях не удовлетворяют условиям укладки, особенно на большую глубину при неблаго-приятной погоде, поэтому необходимо выпускать трубы (не обето-нируемые перед укладной) с меньшими допусками на массу, осо-бенно небольших диаметров. Точность массы каждой обетониро-ванной трубы можно довести до 2—3% от заданного в процессе обетонйрования, что широко используется на практике.

Один из способов повышения пропускной способности морских трубопроводов — увеличение рабочего давления. В нашей стране эта проблема решается путем создания толстостенных многослой-ных электросварных труб из рулонной низколегированной стали, производство которой освоено отечественной металлургией. Такие трубы разрабываются Институтом электросварки им. Е. О. Патона .

Многослойную трубу изготовляют из витых обечаек. Она представляет собой плоскую спираль Архимеда. Продольные на-хлесточные швы наружного и внутреннего витков обечаек прова-риваются электродуговой сваркой. Д л я изготовления труб ис-пользуют стальные листы толщиной 4 мм. Число слоев — четы-ре и более. Д л и н а труб 24 м. Они имеют заводское наружное и внутреннее покрытия. Использование многослойных труб очень перспективно при строительстве трубопроводов высокого давле-ния. Однако при сооружении из них морских трубопроводов воз-никает ряд проблем, например проблема повышения жесткости многослойных труб при изгибе.

С точки зрения простоты технологии изготовления представля-ет интерес конструкция многослойной трубы, разработанной фран-цузскими специалистами. В этом случае однослойные трубы (да-же из разных сталей) насаживают одна на другую. Затем внут-реннюю трубу растягивают с помощью гидравлического пресса (или механического экспандирования) при напряжении, превы-шающем предел текучести, до контакта со стенкой внешней тру-бы, находящейся при напряжении, равном пределу текучести После снятия давления трубы остаются в контакте друг с дру-гом. Преимущество данного способа — возможность использова-

21

ния тонкой листовой стали, сочетания труб, имеющих разную прочность и вязкость стали.

Д л я морских трубопроводов перспективно применение банда-жированных труб. Технология бандажирования заключается в усилении трубы с помощью равномерно расположенных стяжных катаных колец или обтягивания трубы по диаметру многожильным металлическим тросом или высокопрочной стальной лентой. При-меняемые кольца имеют предел прочности 900—1250 Н/мм2, стальная лента и проволока 1000—1600 Н/мм 2 | 6 ] . Использова-ние баидажированных труб при строительстве морских трубопро-водов с высоким внутренним давлением позволит получать зна-чительную экономию металла. В зарубежной практике приме-няют усилительные стальные кольца, которые устанавливают на трубопроводе. Так, в Северном море при строительстве нефте-провода сечением 813X19 мм по трассе Фортис—Круден Бей на глубинах моря до 120 м на трубопроводе через каждые 144 .м были установлены стальные кольца шириной 1 м с толщиной стенки 25 мм для предотвращения возможных деформаций тру-бопровода в процессе его укладки на дно моря.

КОРРОЗИОННО-УСТАЛОСТНАЯ ПРОЧНОСТЬ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Изучение условий эксплуатации морских подводных трубо-проводов показало, что их разрушения происходят из-за совмест-ного воздействия коррозионной среды и повторно-переменных на-грузок с относительно небольшой частотой цикличности. В этих условиях трубопровод разрушается на участках по поперечным сварным соединениям труб, имеющих дефекты, которые создают концентрацию напряжений. Если перемещение трубопровода про-исходит со значительной амплитудой колебания, то скорость и ха-рактер разрушения трубопровода определяет механический фак-тор, т. е. величина амплитуды циклических напряжений. При небольших знакопеременных напряжениях скорость разрушения трубопровода определяется коррозионным фактором, т. е. скоро-стью местной коррозии металла, которая приобретает интенсив-ный язвенный характер. Действительная несущая способность трубопровода в этих условиях изучалась при проведении в Ги-проморнефти исследований, включая длительные и трудоемкие испытания натурного трубопровода в условиях, имитирующих дей-ствительные условия его эксплуатации на дне моря [12]. Эти исследования имеют первостепенное значение для выбора конст-рукции морских трубопроводов.

В качестве объекта исследования были выбраны трубы из малоуглеродистой стали 20, которые наиболее широко применя-ются при сооружении морских подводных трубопроводов Испы-тывались образцы размером 4 4 0 X 4 0 X 8 мм и натурные цельнока-таные трубы различного диаметра с толщиной стенки 8—10 мм Трубы испытывались по сериям:

22

трубы в исходном состоянии; соединение труб выполнено стыковой контактной сваркой не-

прерывным оплавлением; соединение труб выполнено различными способами электроду-

говой сварки: ручной сваркой электродами марок У О Н И 13/55 и «Гарант» ( Г Д Р ) , полуавтоматической сваркой в среде углекисло-го газа (проволока Св-08Г2СА диаметром 1,2 мм) , автоматиче-ской сваркой под флюсом (флюс АН-348А, проволока Св-08А диаметром 1,6 мм).

Испытания проводились на базе числа циклов, равной 2-Ю5 , с целью определения предела выносливости трубопровода при вы-соких напряжениях и деформациях вблизи предела текучести металла и за ним. В процессе испытания деформация наиболее напряженных волокон металла и напряжения, возникающие на участке защемления образцов и труб, определялись электротен-зометрированием. Испытания проводились на знакопеременный изгиб по схеме консольной балки при симметричном цикле на-гружения. Частота цикличности составляла 30 циклов/мин. Так как между двумя штормами на море проходит довольно длитель-ное время, испытания проводились с паузами (8 ч р а б о т ы — 1 6 ч отдыха). При испытании в морской воде образцы и трубы не за-щищались изоляционным покрытием. Д л я оценки влияния мор-ской воды на долговечность конструкции параллельно проводи-лись испытания без контакта с водой.

Д л я проведения исследований в Гипроморнефтегазе были из-готовлены две установки.

Установка для испытания образцов позволяет испытывать на знакопеременный изгиб плоские образцы размером 4 4 0 X 4 0 X 6 мм (6 = 5-^20 мм). Колебания образца проводятся за счет работы кривошипно-шатунного механизма. Регулируя величину радиуса кривошипа, можно задавать амплитуду напряжения в закреплен-ном конце образца, а регулируя длину шатуна, — любой коэффи-циент асимметрии цикла. Частота приложения нагрузки — 30 цик-лов/мин. Сосудом для морской воды, в котором проводились кор-розионно-усталостные испытания, служила эластичная камера .

Стенд для испытания секций труб позволяет проводить испы-тания с большим приближением к действительным условиям экс-плуатации трубопровода, уложенного на дне моря. В принципе он является укрупненной моделью установки для испытания образ-цов. Частота приложения нагрузки — 30 циклов/мин. На стенде могут быть испытаны секции труб длиной 2,5 м и диаметром до 219 мм. При коррозионно-усталостных испытаниях используют камеру, заполняемую проточной морской водой.

Выполненные по разработанной методике усталостные испыта-ния образцов позволили установить, что с увеличением числа цик-лов приложения нагрузки ограниченный предел выносливости ос-новного металла (сталь 20) понижается с 420 до (220±10 )Н/мм 2

на базе числа циклов, равной 2-10 s . На принятой базе испытания выносливость сварных соединений (без технологических дефектов)

23

со снятым усилием сварного шва (отсутствие концентраторов на-пряжений) , выполненного ручной и автоматической электродуго-вой и стыковой контактной сваркой на установленных режимах, равноценна выносливости основного металла. Испытания позво-лили выбрать технологию сварки натурных секций труб, работаю-щих в условиях циклических нагрузок.

В результате испытаний установлено, что дефекты технологи-ческого процесса дуговой сйарки снижают прочность сварных соединений при циклических нагрузках. Особую опасность пред-ставляет непровар корня стыкового шва. Например, при непрова-ре, глубина которого составляет 5% от толщины образца, ограни-ченный предел выносливости сварных соединений снижается с 220 до 190 Н/мм2. Дальнейшее увеличение непровара еще более снижает ограниченный предел выносливости сварных соединений. Этот вывод весьма важен в связи с тем, что по существующим правилам проектирования и сооружения магистральных трубопро-водов сварные швы не бракуются, если в них физическими мето-дами контроля будет обнаружен непровар глубиною до 10% от толщины стенки трубы. По-видимому, это положение технических условий не должно распространяться на трубопроводы, работаю-щие в условиях многократных циклических нагрузок.

В пределах принятой базы испытаний по числу циклов мор-ская вода не оказала существенного влияния на сопротивление, сварных образцов усталостному разрушению, но видоизменила характер возникновения и развития усталостных трещин в про-цессе их разрушения. Отсутствие заметного влияния коррозион-ной среды на выносливость образцов было связано с тем, что срок испытания образца составлял всего лишь несколько суток.

Образцы, выполненные дуговыми методами сварки и подвер-гавшиеся коррозии в течение года в условиях Каспийского моря, имели на поверхности в зоне сварного шва местные поражения в форме коррозионных язв глубиной 0,15—0,2 мм. При испытании в морской воде выносливость образцов этой серии снизилась и на базе 2-Ю 5 циклов составили лишь a_i = 1 8 5 ± 1 0 Н/мм2, где cr_i— ограниченный предел выносливости основного металла труб при симметричном цикле нагружения. Понижение напряжений вынос-ливости образцов, предварительно- подвергшихся коррозии и ис-пытанных в морской воде, по сравнению с образцами, испы-танными на воздухе, объясняется тем, что образовавшиеся на поверхности образцов коррозионные язвы действовали как над-резы, около которых происходила концентрация напряжений.

Испытания показали также, что предварительная коррозия оказывает значительно меньшее влияние на выносливость образ-цов из основного металла труб и сварных соединений, выполнен-ных стыковой контактной сваркой. Это объясняется меньшим коррозионным поражением поверхности в период их выдержки а коррозионной среде.

Д л я определения действительной несущей способности подвод-ного трубопровода при одновременном воздействии на него цик-

'М

[ • 17 [ T >

Рис. 3. Результаты усталостных и коррозионно-усталостных испытаний образцов и труб из стали 20 при симметричном цикле нагружения:

I — <т j — 220 Н/мм а , сечение образцов 440X40X8 мм; // — = 160 Н/мм2 , сечение трубы 114X9 мм; / — трубы и образцы без сварного стыка; 2 — то же , в морской воде; Я — с в а р -ные соединения, выполненные стыковой контактной сваркой; 4 — то же, в морской воде; 5 — то же , со снятым усилением в морской воде; S — сварные соединения, выполненные механизированными способами дуговой сварки; 7 — то же, в морской воде; 8 — сварные соединения, выполненные ручной дуговой сваркой; 9 — то же, в морской воде

лических нагрузок и коррозионной среды проведены эксперимен-ты с натурными секциями труб. В задачу исследования входило получение экспериментальных данных, характеризующих ограни-ченные пределы выносливости основного металла и сварных сое-динений труб, и на основе сопоставления полученных данных — разработка конструктивно-технологических мероприятий по свар-ке морских подводных трубопроводов. Одной из задач было опре-деление зависимости между числом циклов, предшествующих ус-талостному разрушению образцов и труб при одинаковых номи-нальных напряжениях. Основная часть экспериментов проводи-лась на трубах сечением 114X9 мм, которые использовались при строительстве подводных трубопроводов на Каспии (рис. 3) . Не-сущая способность натурного трубопровода в условиях цикличе-ской работы изучалась по результатам испытания более 80 секций труб. В процессе испытания рассматривалось влияние на них сре-ды (воздух, морская вода) , формы стыковых соединений и техно-логических дефектов сварки.

Испытания прямых труб показали, что ограниченный предел выносливости основного металла труб (ict_i = 160 Н/мм2) значитель-но понизился по сравнению с аналогичным показателем, получен-

25

ным на плоских образцах (ст_г=220 Н/мм2) на принятой базе ис-пытания, что вызвано влиянием поверхностного эффекта.

На основе экспериментальных данных была определена зависи-мость между числом циклов, предшествующих усталостному раз-рушению труб jVT

a , и числом циклов, предшествующих усталост-ному разрушению образцов N0 при одинаковых номинальных на-пряжениях о. Эта зависимость выражается следующей формулой:

N0 = kNaT, (3)

где k, а—коэффициенты, учитывающие поверхностный эффект и ха-рактер работы поверхностных слоев металла (для малоуглероди-стых сталей экспериментально установлено, что й = 3,6, а= 1).

Пользуясь зависимостью (3), по результатам испытания на выносливость плоских образцов можно оценивать несущую спо-собность натурного трубопровода при малоциклических знакопе-ременных нагрузках.

Исследования показали, что трубы, не разрушаясь, выдержи-вают довольно большое число циклов изменения напряженного состояния при развитии пластических деформаций в упруго-плас-тической стадии работы металла и, следовательно, обладают су-щественным резервом несущей способности, который при обеспе-чении равнопрочности сварных соединений и основного металла следует использовать при расчете и проектировании морских под-водных трубопроводов. Например, подводный трубопровод при заданных напряжениях ig_i = 150 Н/мм2 в условиях циклических нагрузок может эксплуатироваться без разрушения более 25 лет (за этот период подводный трубопровод подвергается воздействию морских волн с расчетной высотой / г ^ 4 , 5 м не более 150— 200 тыс. раз) .

Проведенные эксперименты позволили установить функцио-нальную зависимость между напряжением в трубах и числом циклов, предшествующих их разрушению, которая выражается следующей формулой:

а = 1570 AT43'187. Эксперименты в условиях полного погружения секций труб в

морскую воду позволили установить, что в пределах принятой ба-зы испытания морская вода оказывает примерно одинаковое влияние на выносливость как самих труб, так и качественных сварных соединений для всех исследуемых методов сварки. При испытаниях в морской воде ограниченный предел выносливости на принятой базе испытания снизился для прямых труб на 10%, для сварных соединений труб — в среднем на 11—14% по срав-нению с экспериментами, проведенными на воздухе. Следова-тельно, при качественном выполнении сварочных работ подвод-ный трубопровод без антикоррозионного защитного покрытия при заданных напряжениях ct_i = 150 Н/мм2 и одновременном воздействии циклических нагрузок и коррозионной среды может эксплуатироваться без разрушения 20—22 года.

26

Т а б л и ц а 1 6

Влияние дефектов сварных соединений труб, выполненных электродуговой сваркой, на выносливость этих соединений

Испытанные образцы Р а з м е р ы дефектов

Число циклов до н а ч а л а

разрушения JVcp.,10»

Место разруше-ния секций труб

Труба без стыка 250 —

Сварной стык труб: 220 По основному без технологических дефектов — 220 По основному

сварки металлу в зоне шва

со снятым усилием сварного — 250 То же шва

150 По шву с газовыми порами в свар- В виде отдель- 150 По шву ном шве ных скоплений

140 со шлаковыми включениями То ж е 140 То ж е между слоями сварного шва

120 По трубе у гра-с подрезом в основном метал- 1—1,5 мм 120 По трубе у гра-ле трубы рядом со швом ницы шва с дефектами геометрической формы:

По шву ослабление шва 0,,5—1 мм 85, По шву усиление шва 4—5 мм 160 По трубе у гра-

ницы шва Непровар в корне сварного шва 10%. 100 По шву

20 о/о 70 То нее Более 50% 50 »

П р и м е ч а н и я : 1 . В таблице приведены средние значения по результатам испытания пяти секций труб.

2. Р а з р у ш а ю щ е е напряжение равно 2415 Н/мм 2 .

Испытания на выносливость сварных соединений труб обыч-ного качества без механической обработки при различном рас-положении сварного стыка относительно плоскости защемления трубы позволили установить, что секции труб разрушались в ме-сте перехода сварного шва к основному металлу. Следовательно, изменение геометрической формы трубопровода у сварного шва и наличие допустимых непроваров первого слоя его создают значи-тельную концентрацию напряжений.

Испытания секций труб со стыковым сварным швом, имеющим различные дефекты сварки, которые проводились в аналогичных условиях при симметричном цикле нагружения, показали, что выносливость стыковых сварных' соединений труб значительно понижается при наличии технологических дефектов (табл. 7). Наибольшее влияние оказывает непровар в корне стыкового шва, выполненного дуговой сваркой.

Изучение характера разрушения сварных труб позволило ус-тановить, что усталостная трещина возникает в зоне корня свар-ного шва, на участках, где имеются д а ж е незначительные непро-вары. Опытным путем установлен эффективный коэффициент кон-центрации напряжений К! =<т_,/о_1, , где а Л — ограниченный предел выносливости стыковых сварных соединений труб. На

27

Рис. 4 Конструктивные элементы швов сварных соединений (дуговая сварка труб):

/ — подготовка кромок; / / — выполненный шов; а = ( а ± 0 , 5 ) мм; b = l J 5 - j - 2 мм; а = ( 6 0 ± 5 ) " ; • Л = 0 , 3 S; c = ( S + 1 2 ) мм; в = ( 1 5 0 ± 1 0 ) °

принятой базе испытания для сварных соединений, выполненных ручной дуговой сваркой, к\ = 1 , 2 , а выполненных контактно-стыковой сваркой, — К1 = 1 , 3 . Д л я механизированных способов дуговой сварки при соблюдении требований по сборке и сварке стыков труб (рис. 4) / С 1 = 1 - М , 1 . Полученный технологическим путем профиль сварного шва, выполненный автоматической свар-кой под флюсом, не создавал условий для концентрации напря-жений на участке перехода основного металла к сварному шву.

Сварные соединения, выполненные механизированными спосо-бами дуговой сварки (первый слой шва — полуавтоматическая сварка в среде углекислого газа; последующие слои шва — авто-матическая сварка под флюсом), при испытании на выносливость как на воздухе, так и в морской воде показали равнопрочность с основным металлом труб.

Исследованием установлено, что эффективным мероприятием, повышающим прочность при циклических нагрузках соединений труб, выполненных контактно-стыковым методом на принятых ре-жимах сварки, является ликвидация наружного усиления стыко-вого сварного шва (заподлицо с трубой). В этом случае можно принимать К 1 = 1.

Д л я обеспечения равнопрочности сварных соединений и основ-ного металла трубопровода при циклических нагрузках на основе проведенных исследований рекомендован ряд мероприятий конст-руктивно-технологического порядка:

ликвидация путем механической обработки наружного усиле-ния шва со стыков, выполненных стыковой контактной сваркой;

получение технологическим путем профиля сварного шва с плавным переходом к основному металлу, равномерным усилени-ем шва, не превышающим 3 мм, и полного провара корня перво-го слоя шва по всему диаметру трубы для различных способов электродуговой сварки. Наибольший эффект достигается при ме-ханизированных способах дуговой сварки стыков труб |[12].

СВАРКА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

При прокладке морских трубопроводов сварка является веду-щей операцией, определяющей сроки строительства, герметичность и прочность сооружения, поэтому материалы, применяемые при сварке морских трубопроводов, должны обеспечивать:

28

Т а б л и ц а 1 1 Содержание некоторых химических элементов в металле шва и механические свойства его

при ручной дуговой сварке неповоротных стыков труб

Тип электрода

Марка электрода

Содержание некоторых химических элементов, %

Si Мп

сг , Н/мм2 <jR , Н/мм г 6., %

Ударная вязкость (в Дж/см ! ) при

+20ГС

Угол загиба, градусы

УОНИ 13,/45

УП 1/45,, УП 2/45

ОЗС 2

АНО 7, АНО 10

УОНИ 1Э/55

УП 1/55, УП 2/56

0 ,1

0 , 1

0,08

0 6 -1

0,09

0 ,1

0,25

0,25-0 ,2

0,4

0,4— 0,6

0,43

0 , 3

0,65

0,8

1 , 1 — 1,4

0 ,9

1,0

0,03

0,03

0,04

0,04

0 ,03

0,025

0 ,03

0 ,03

0,04

0,04

0,03

0,025

353

343—373

373

412

412

392

Не менее 412 451

Не менее 412 471—451

Не менее 412 4:51

Не менее 4&1

' 5,10

Не менее 49\1 510

Не менее 49\1 530

Не1 менее 22 26

Не менее 22 2 6 — 2 8






Не менее 137 196—235

Не менее 137 17i7

Не менее 128 236,— 177



177

119

137

180

180

180

Не менее 150



П р и м е ч а н и е . В числителе приведены минимально допустимые по ГОСТ 94|67—75, а в знаменателе — полученные в производственных условиях механические свойства металла сварного шва.

высокую производительность сварочных работ;

равнопрочность сварного шва и основного металла трубы по временному сопротивлению, пределу текучести, относительно-му удлинению, ударной вязкости и коррозионпо-усталостной проч-ности;

хорошее формирование свар-ных соединений, обладающих до-статочной технологической проч-ностью;

отсутствие в металле шва и зоне термического влияния «горячих» и «холодных» трещин;

получение сварных швов без шлаковых включений, газовых пор, подрезов и других дефектов;

получение технологическим путем профиля сварного шва с плавным переходом к основному металлу трубы;

отсутствие-даже незначительного непровара в корне стыково-го шва.

С учетом этих требований морские трубопроводы могут свари-ваться механизированными и ручными методами электродуговой сварки плавлением. Возможно применение и прессовых методов сварки на установках с автоматическим управлением процессом сварки при ликвидации механическим путем наружного и внут-реннего грата заподлицо с трубой. Технология сварки каждым из перечисленных методов устанавливается соответствующими инст-рукциями. При дуговой сварке концы свариваемых труб должны иметь определенную разделку кромок (рис. 5). При ручной ду-говой сварке необходимо применять электроды типа Э42А (ГОСТ 9467—75) для труб из углеродистой стали с й£412 Н/мм2 и типа Э50А (ГОСТ 9467—75) для труб из низколе-гированной стали с 412 ^ ств ̂ 5 4 0 Н/мм2 . К а ж д а я партия электро-дов должна иметь сертификат, оформленный в соответствии с ГОСТ 9466—75. В нем должны указываться завод-изготовитель, тип и марка электродов (табл. 8), их диаметр, результаты испы-таний, положение при сварке, номер партии и дата изготовления.

От качества выполнения корневого слоя шва во многом зави-сит эксплуатационная надежность сварного соединения трубопро-вода в целом. Д л я обеспечения требуемого качества сварку кор-невого слоя шва следует выполнять электродами, диаметром 2,5—3 мм с установкой точного зазора при сборке труб, запол-няющих и облицовочного слоев — электродами диаметром 4 мм. Сварка должна выполняться по возможности короткой дугой электродами с основным покрытием (УОНИ 13/45, УОНИ 13/55) постоянным током обратной полярности.

При ручной сварке морских трубопроводов широкое распро-странение получил поточно-расчлененный метод организации ра-

Рис. 5, Разделка кромок труб при б > 16 мм ( а ) и б ^ 16 мм (б)

30


Содержание некоторых химических элементов и свойства электродов

Показатели X56 Х60 Хбб Х70

Стержневые электроды: Е8010С Е8010С корень шва E6010I Е8Ю10С Е8010С Е8010С

верхний слой Е8010С Е8Ш0С Е8010С Е9010С Электродная проволока К52 К52 К52 К56 Класс электрода Е6010 Е80|10С Е9010С —

Временное сопротивление, 476 588 630 —

Н/мм2

Предел текучести, Н/мм2 т 518 539 —

Содержание некоторых хи-мических элементов, %:

С 0,15 0,16 0,18 —

S i 0,2 0,2 <\15 —

Мп 0,6 1,0 1,0 —

№ 0,15 0,2 —

Ст — — 0,2

бот, при котором стык сваривается одновременно несколькими сварщиками. При этом методе сварка корневого слоя шва наибо-лее эффективна электродами с целлюлозным покрытием (напри-мер ВСЦ-4, ВСЦ-4А), предназначенными для сварки на спуск, остальные швы сваривают электродами с основным покрытием на подъем (табл. 9) .

В последние годы появились новые высокопрочные стали для трубопроводов с нормативной прочностью более 587 Н/мм2 , со сложным химическим составом и различной термической обра-боткой, требующие специальной технологии сварки. Д л я сварки мелкозернистых малоуглеродистых низколегированных сталей с нормативным временным сопротивлением разрыву 540—587 Н/мм2 , а также для сварки термоупрочненных труб с нормативным вре-менным сопротивлением разрыву 587—687 Н/мм2 могут быть ре-комендованы следующие марки электродов [23]: ВСЦ-4А, ВСЦ-4 и «Фокс Целл» — д л я заварки корневого слоя шва и «горячего» прохода; «Фокс Целл Мо», ВСФС-50 — для сварки второго слоя шва; ВСФ-65, ВСФ-85, Шварц ЗК — д л я сварки заполняющих и облицовочного слоев шва.

Во ВНИИСТе разработаны схемы, позволяющие определить необходимость предварительного подогрева стыков труб при про-ведении работ в условиях Севера. Способ подогрева зависит от типа покрытия электрода, применяемого для корня шва, толщины стенки трубы, эквивалента углерода свариваемой стали Сэ и тем-пературы воздуха (рис. 6). В процессе охлаждения стыка во время сварки температура на свариваемых кромках не должна быть ниже температуры, указанной в табл. 10. Обеспечение теп-лового режима (см. рис. 6 и табл. 10), а также наложение после окончания сварки асбестового пояса для замедления остывания стыков практически исключают возможность образования холод-

Э1

Рис. 6. Схема определения необходимости предварительного подогрева и темпе-ратуры подогрева при сварке снизу вверх корня шва электродами с основным

покрытием диаметром 3, мм (g/u = 2750 кал/см): / — необходимости подогрева при температуре воздуха до —50°С нет; 2 — подогрев до lOlfC необходим только при температуре воздуха ниже f; 3 — подогрев необходим при любой температуре воздуха . Стыки труб в области I подогревают до 15СГС, а в области II — до

Мп Сг + Мп + V . Ni + Си 1 ; 1

6 5 15

ных трещин в сварных соединениях современных сталей для тру-бопроводов [23].

Д л я сварки поворотных стыков секций морских трубопроводов основным методом является автоматическая сварка под флюсом

Т а б л и ц а 1 0 Минимально допустимая температура металла кромки трубы во время ее сварки

Стали

Толщина металла , мм

Стали 10,5—25 15—17,5 1,0—14,5 7-- 9

Низколегированные (<Тв = 80—100 5 , 0 - 7 0 20—50 0 - -20 = 500—540 Н/мм2; С с < <0,4.5%) Низколегированные диспер- 130,-150 80—100 5 0 - 8 0 2 0 - -50 сион но твердеющие (,0в = = 550—600 Ц/мм2 Са = = 0,4бн-0,55|%) Термоупрочненные ( Я в > 100—120 80—100 5 0 - 8 0 0 - -20 > 6 0 0 Н/мм2; Са = 0,45к-+ 0 , 5 % )

32

Т а б л и ц а 11 Содержание некоторых химических элементов и характеристика механических свойств металла шва

при автоматической сварке поворотных стыков труб [23J

Показатели

Сочетание флюсов и сварочной проволоки


АН-34ЙА — Св-08А АН-348А — СВ-08ГА АН-43 — СВ-08ГМ АН-47 — СвчСЙХМ АН-Й2 — СВ-08ГМ

Показатели Марка стали


Ст4, сталь 20 0|9Г2.С Х60 Х60 — Х70 Х60 — Х70

Содержание некоторых химиче-ских элементов в металле шва, %••

Мп 0,75—1.05 1,45—1,55 1,2—1,3 1,45—1,55 1,6—1,7 Si 0,36—0Ь45 0,45—0,65 0,315—О1,45 0,36—0,45 0,26—0,3 С 0Л—0,13 0,08—0,1 , 0„08—0,1 0,08—0,1 O.OSi—0,1 S 0,03—0,04 0,03—0,0,4 0,02—0,03 0,02—0,03 0,025,-0,065 р 0,045—0,056 0,045—01055 СЦ 0>25—0,035 0103—0,04 0,025.—0̂ 0С35 Мо — | — 0,4—0,45 0.45—0,5. 0,4—0,45 Сг — | — — 0,45—0,5 —

/Механические свойства метал-ла шва:

«в, Н/мм2 450—510 530—5601 600—650 700—7,50 680—750 0т, Н/мм2 260—360: 3G01—400 430—470 500—550 4S0.—510 «5, % 22—26 . 23—28 23—26 22—26 18—20

Ударная вязкость металла шва (в Дж/см2) при температурах, °с •

' + 2 0 60—80 70—90 90—120 100—120 во— 100/ —20 40—70 50—80 60—80 80—100 50—70

(табл. 11) В этом случае применяют плавленые флюсы марок ОСЦ-45 и АН-348А (ГОСТ 9087—69) и сварочную проволоку (ГОСТ 2246—70), Широко используются сварочные проволоки марок Св-08А и Св-08ГА (для сварки углеродистой стали) , Св-08ГА, Св-08ГМ, Св-08ХМ (для сварки низколегированной стали) .

Поворотная автоматическая злектродуговая сварка под флю-с о м — н а и б о л е е распространенный в отечественной практике ме-тод сварки трубопроводов. В этом случае собранные секции труб вращают со скоростью 30—70 м/ч, а сварку ведут с помощью не-подвижно установленной сварочной головки, например типа ПТ-56. Автоматическая сварка выполняется при силе тока 400 А, напряжении электродуги 45—50 В, вылете электрода 25—30 мм и его смещении от зенита против вращения трубы на некоторую величину, зависящую от ее диаметра. В качестве источника тока для сварочной головки типа ПТ-56 применяют передвижные сва-рочные агрегаты АСДП-1000Г. Трубы под сварку диаметром 529 мм и выше следует собирать с помощью внутренних центра-торов, трубы меньшего диаметра — как правило, с помощью на-ружных центраторов.

При механизированной газоэлектрической сварке труб из уг-леродистой и низколегированной сталей должны применяться про-волоки диаметром 0,8—1,2 мм марок Св-08Г2С и Св-08ГС (ГОСТ 2246—70) и углекислый сжиженный газ (ГОСТ 8050—76)

чистотой не менее 98,5%. Основное преимущество электродуговой сварки в среде углекислого газа — возможность выполнения ее в различных пространственных положениях и высокая производи-тельность процесса. Сварные соединения, выполненные газоэлект-рической сваркой, имеют плотное строение и высокие механиче-ские свойства, что позволяет использовать данный метод при со-оружении морских трубопроводов, которые должны обладать хорошими прочностными и пластическими свойствами в период строительства и эксплуатации.

Сварка в среде углекислого газа по сравнению со сваркой под флюсом сопровождается меньшим нагревом ванны расплав-ленного металла, охлаждаемой струей углекислого газа. Неболь-шие размеры сварочной ванны и большое поверхностное натяже-ние расплавленного металла при сварке в среде С 0 2 позволяют успешно использовать ее для выполнения неповоротных стыков трубопровода. Диаметр сварочной проволоки обычно зависит от толщины стенки свариваемых труб, применяемого оборудования и других факторов, а режим сварки — от выбранного диаметра сварочной проволоки. Следует отметить, что в целях антикорро-зионной защиты при всех методах механизированной сваркй мор-ских трубопроводов целесообразно применять омедненные сва-рочные проволоки (общее содержание меди в них не более 0 ,3%).

Сварочная проволока марки Св-08Т2СА, обеспечивающая наилучшие 'результаты при сварке труб в углекислом газе, содер-жит углерода не более 0,11%, марганца 1,6—2%, кремния 0,7—

34

0,9%, серы не более 0,04%, фосфора не более 0,04%. Повышенное содержание марганца и кремния позволяет активно раскислять и легировать расплавленный металл в сварочной ванне, поэтому сварные, швы, выполненные этой проволокой, имеют плотное строение и хорошие механические свойства.

Скорость подачи проволоки должна обеспечивать устойчивое горение электродуги с заданным напряжением. Расход углекис-лого газа обычно составляет 1000—1500 л/ч. Д л я успешного ве-дения в морских условиях сварочного процесса в среде углекис-лого газа на ветру необходимо несколько увеличивать расход углекислого газа, скорости выхода струи его и применять специ-альные защитные палатки [13].

Источники тока для сварки в среде углекислого газа тонкой электродной проволокой (в разных пространственных положени-ях) должны удовлетворять следующим требованиям:

иметь жесткую или пологопадающую статическую характери-стику;

обладать хорошими динамическими свойствами, характеризуе-мыми значительной скоростью нарастания тока при коротком за-мыкании;

обеспечивать возможность стабильного ведения процесса свар ки при низком напряжении (18—24 В) .

Д л я осуществления газоэлектрической сварки применяют по-луавтоматы А-547 и проволоку диаметром 0,8—1,2 мм. Преимуще-ство этих полуавтоматов — маневренность, позволяющая соби-рать и сваривать стыки со значительными отклонениями в геомет-рических размерах концов труб.

ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

Морские трубопроводы в процессе длительной эксплуатации подвержены наружной и внутренней коррозии. Интенсивность на-ружной коррозии труб, возрастающая в морской среде, зависит от многих факторов и имеет тенденцию к постепенному снижению во времени. И хотя среднее значение ее невелико (около 0,15 мм/ /год), местная коррозия, вызванная различными причинами, в особо неблагоприятных условиях может составить 1,6 мм/год. Испытания, проведенные на коррозионных станциях США и Франции, также показывают, что при общей коррозии труб в мо-ре 0,08—0,2 мм/год местная коррозия (в виде оспы) достигает 0,43—0,97 мм/год. Такая коррозия через несколько лет эксплуа-тации трубопровода может привести к появлению сквозных от-верстий в стенке трубы.

Морские трубопроводы могут интенсивно корродировать при обрастании их растительностью' и животными организмами, отло-жениях морского ила, наличии пленки окалины на трубе, низком качестве очистки трубы и сварных швов и целом ряде других факторов, которые способствуют развитию местной коррозии. Так, установлено, что в местах наклепа стальной поверхности труб, сопровождающейся нарушением сплошности слоя окалины

2* Зак: 489 35

при прокате труб на трубопрокатном заводе, возникает местная коррозия, располагающаяся по спирали с одинаковым шагом и приводящая к повреждению трубопровода уже через пять лет. Обрастание трубопроводов в морской среде, уменьшая общую коррозию, способствует развитию местной коррозии за счет пер-форации защитного покрытия. Скорость распространения корро-зии возрастает также с увеличением содержания в воде солей и кислорода, вот почему заглубленные в грунт трубопроводы под-вержены меньшей коррозии. Опыт эксплуатации трубопроводов на Каспийском море показал, что отсутствие заглубления трубопро-водов в грунт в зоне волнений и течений приводит к абразивному истиранию изоляции, обнажению металла трубы и сварных сты-ков. При этом местная коррозия сварного шва протекает со ско-ростью до 2 мм/год. В случае заглубления трубопровода этот вид повреждения исключается. Особенно интенсивно происходит кор-розия незащищенного стояка трубопровода в зоне периодического смачивания у поверхности воды, когда труба то оголяется, то покрывается водой под действием волн. Эта зона требует особого внимания при защите трубопроводов от коррозии.

Следует указать и на возможность внутренней коррозии тру-бопровода под действием агрессивного перекачиваемого продукта (нефть с содержанием серы, особенно гидросерной кислоты, влага в газе) . Газ считается не коррозионным, если при макси-мальной температуре трубопровода относительная влажность его меньше 80%, а точка росы при максимальном рабочем давлении и минимальной рабочей температуре не менее чем на 5°С ниже температуры трубопровода.

При выборе стали для трубопроводов следует учитывать хими-ческий состав ее: углерод, марганец и фосфор не оказывают су-щественного влияния на развитие коррозии в морской среде, се-ра способствует появлению коррозии, никель, хром и медь улуч-шают антикоррозионные свойства стали. Однако при выборе стали склонность ее к коррозии следует принимать во внимание только в определенных пределах из-за важности других показа-телей, в первую очередь механических свойств стали.

Исследования коррозии сварных швов в морских условиях показали, что средняя скорость коррозии поверхности шва состав-ляет 0,06—0,18 мм/год, максимальная глубина язв в сварных швах — 0,13—1,6 мм/год, отношение глубины местной коррозии к средней скорости разъедания — 2,3—8,8. Интенсивное корродиро-вание сварного шва объясняется тем, что стык представляет со-бой контакт двух сплавов (наплавленного и основного металлов) . При образовании сварных швов возникает ряд факторов, которые благоприятствуют концентрации коррозионных поражений. К таким факторам относятся неоднородность состава и структуры металла шва, наличие шлаковых, газовых включений и остаточ-ных сварных напряжений, перегрев и перекристаллизация от термического действия сварки. Различные состав и структура сварного шва и основного металла труб, разные электродные по-

36

тенциалы их в морской воде могут вызвать образование макро-пары: сварной шов —основной металл. В том случае, когда элект-родный потенциал сварного шва более отрицателен, возникает пара, в которой он является анодом, что очень опасно для свар-ного шва, так как его поверхность значительно меньше сваривае-мого металла — катода, большая поверхность которого облегчает деполяризацию катодного процесса. Коррозионные разрушения концентрируются на сварном шве и приводят к быстрому разруше-нию его. Следует особо отметить, что в морской воде коррозия сварного шва, находящегося в напряженном состоянии, интенси-фицируется.

Повышение коррозионной стойкости сварных швов, заключаю-щееся в увеличении их электродного потенциала, может быть до-стигнуто при проведении сварочных работ за счет следующих ме-роприятий:

получения чистого, гладкого, минимально окисленного шва без пор и включений;

ведения процесса сварки так, чтобы компоненты сплава, по-вышающие электродный потенциал шва, почти не выгорали;

подбора сварочных материалов с таким расчетом, чтобы при сварке структура сплава изменялась минимально и чтобы не вы-падали структурные составляющие, уносящие из твердого раство-ра ценные в электрохимическом отношении компоненты;

искусственного облагораживания шва элементами, повышаю-щими электродный потенциал расплавленного металла.

Все трубы морских трубопроводов должны иметь антикорро-зионную защиту, рассчитанную на полный срок службы трубо-провода (20—30 лет и более).

Противокоррозионная защита выполняется комплексно — про-водится изоляция наружной и внутренней поверхности труб в со-четании с катодной поляризацией, электрохимической защитой наложенным током или протекторной защитой. При выборе изо-ляционных покрытий учитывают конкретные условия строитель-ства и эксплуатации морского трубопровода (температуру, за-глубление в грунт, периодичность смачивания и т. д.) . К наруж-ным покрытиям предъявляют высокие требования, связанные с разнохарактерным воздействием среды: хорошая адгезия, вяз-кость, пластичность, достаточная прочность при транспортировке, укладке и эксплуатации трубопровода, хорошая сопротивляе-мость механическим воздействиям, малая влагопоглощаемость и проницаемость (для водяных паров) , высокое электрическое со-противление и совместимость с электрохимической защитой. Эти требования должны сочетаться с умеренной стоимостью изоляции и технологичностью ее нанесения на трубопроводы.

В нашей стране при строительстве морских трубопроводов способом свободного погружения с поверхности моря широко при-меняется защитное покрытие, включающее цинкополистирольную грунтовку, битумно-резиновую мастику и усиливающую обмотку

37

Битумно-резиновая мастика состоит из битума нефтяного (85%), резиновой крошки (10%) и пластификатора ( 5 % ) . В летнее время применяют заводские мастики марок МБР-ИЛ-90 или МБР-ИЛТ-100 (ТУ 51-404-41—58), в зимнее — мастику марки МБР-ИЗ-80 (МРТУ 12Н № 125—64). В качестве усиливающих обмоток могут при-меняться бризол, стеклоткань (при последующем ©бетонировании труб) и каландрированная резина средней твердости. В соответст-вии с инструкцией «Защита от коррозии морских трубопроводов» покрытие на трубы наносят следующим образом: плети труб очи-щают от окалины и продуктов коррозии до металлического блес-ка, наносят слой цинкополистирольной грунтовки (цинковая пыль — 6 0 % , полистирол — 6,7%, ксилол или нефтяной соль-вент— 33,3%) толщиной 0,12 мм и слой битумно-резиновой ма-стики толщиной 4—5 мм, подогретой до 150—180°С. Трубу, по-крытую горячим слоем мастики, в один слой покрывают оберточ-ным материалом с нахлестом между витками 20—25 мм. Плот-ность покрытия в среднем составляет 1,2 т/м3. При использовании указанного покрытия пригрузы и понтоны должны устанавли-ваться на изолированной трубе поверх деревянной футеровки.

В последние годы при укладке подводных трубопроводов с применением трубоукладочной баржи трубы изолируют путем на-несения цинкополистирольной грунтовки и эмали ПС-1184 (ТУ 39-01-33-361—78). Эмаль наносят с помощью краскораспылителя в пять слоев толщиной 0,16—0,18 мм. Эмаль ПС-1184 состоит из кубовых остатков от ректификации стирола, смолы продуктов пиролиза, растворителя (сольвент нефтяной или ксилол) и пиг-мента. Ее можно изготовить, используя лак коре (ТУ 30315—78) с добавлением необходимого количества железного сурика.

Стояки морского трубопровода обычно изолируют тем же по-крытием, что и линейную часть трубопровода. Д л я защиты от солнечной радиации стояки поверх покрытия закрывают двумя слоями мешковины, склеенной эпоксидным лаком. Участки выхо-да трубопровода на берег и морские основания защищают от вол-новых воздействий. Надежное средство защиты стояков в зоне пе-риодического смачивания — облицовка их никелевыми сплавами, сталью, железобетоном, вулканизированной резиной, армирован-ными пластиками и т. д.

На трубоукладочной барже сварные стыки обетонированных труб изолируют по следующей технологической схеме: сварные стыки труб очищают и обезжиривают, наносят слой цинкополи-стирольной грунтовки и первый слой горячей битумно-резиновой мастики, наматывают стеклоткань или бризол, затем наносят второй слой битумно-резиновой мастики и производят обмотку двумя слоями бризола, проклеенными между собой той же масти-кой. Общая толщина покрытия должна быть не менее 12 мм. После охлаждения и затвердения мастики трубу можно опускать под воду. На границе сцепления изолированной трубы и бетонной оболочки усилие сдвига не должно превышать 4 Н на 1 м2 поверх-ности раздела битума и бетона. В этом случае обеспечивается на-38

дежность их сцепления и исключается сползание бетонной обо-дочки с трубопровода. Качество выполнения изоляционных работ и правильность технологического режима следует проверять в процессе нанесения каждого слоя покрытия.

В зарубежной практике для изоляции подводных трубопрово-дов широко применяется асфальто-песчаное покрытие «Сома-стик» (плотность 2,2 т/м3) . Толщина покрытия, наносимого под давлением при 140—200°С, зависит от диаметра трубопровода и составляет 8—16 мм. Густая мастика подается через сопло ус-тановки и наносится на поверхность трубы с помощью двух вра-щающихся лопаток. Состав покрытия (в % по массе) : битум — 12, песок—63, известняк — 24, минеральное в о л о к н о — 1 . После на-несения покрытия трубу погружают в ванну с известковым раст-вором, приготовленным из расчета 1 кг негашеной извести на 4,6 л воды.

Способности противостоять пластическим деформациям в тру-бопроводах в определенной мере отвечает эпоксидное покрытие, что позволяет использовать его для покрытия трубопроводов, ук-ладываемых с трубоукладочных барж t барабаном. После песко-струйной обработки и нагрева трубы до 230°С эпоксидное покры-тие наносят слоем 0,3 мм. Оно затвердевает в течение 2—4 мин. Это покрытие используется также для изоляции внутренних по-верхностей труб, так как оно устойчиво по отношению к нефти и газу.

Защитные липкие ленточные пленки из полиэтилена и поли-хлорвинила, широко используемые на речных подводных трубо-проводах, могут найти применение при изоляции морских трубо-проводов в условиях Севера. Эти пленки наносят в холодном состоянии, что позволяет полностью механизировать процесс на-несения. Они имеют большую прочность, долговечны. При проекти-ровании морского перехода через Байдарацкую губу было выбрано покрытие из пленки типа «Поликен». На очищенную поверхность трубы наносится грунтовка, затем труба дважды покрывается антикоррозионной лентой «Поликен 980-20» толщиной 0,5 мм. Д л я защиты от повреждения на антикоррозионную изоляцию накла-дывают два слоя защитной обертки «Поликен 955-25» толщиной 1 мм. Следует отметить высокие показатели этой пленки: проч-ность на разрыв 100 Н/'см2, относительное удлинение 200%, диа-пазон^ температур —34— + 70°С, прочность сцепления с загрунто-ванной сталью 22 Н на 1 см ширины ленты, объемное электриче-ское сопротивление 0,4-1012 Ом/см, поропроницаемость за 24 ч

0,015 г/см2, влагопоглощение отсутствует. Перед нанесением покрытия трубы, поступающие с завода с

окалиной, ржавчиной и загрязнением, должны быть очищены до металлического блеска пескоструйным способом или механизиро-

ванными металлическими щетками. Д л я очистки трубопроводов имеющих диаметр 325—529, 630—820, 1020, 1020—1220, 1420 мм, выпускают машины соответственно серий ОМ 521 ОМЛ 4 О М Л 12, ОМ 121, ОМ 1422. Сразу же после очистки на' сухую по-

39

верхность труб равномерно наносят слой грунтовки, которую под-бирают в зависимости от вида накладываемого покрытия (цин-кополистирольные грунтовки, цинковая протекторная краска, грунтовка на основе каучука и синтетических смол).

Антикоррозионное покрытие при обетонировании труб мето-дом набрызга с высокой скоростью нанесения раствора бетона должно обладать достаточной прочностью против перфорации покрытия быстролетящими твердыми частицами бетона. Специ-альные опыты '[16] показали, что для полной сохранности изоля-ционного покрытия, например типа «Поликен», необходимо иметь как минимум два слоя изоляционной ленты «Поликен 980-20» и один слой обертки «Поликен 955-25». Д л я уменьшения перфора-ции изоляции при обетонировании набрызгом первый слой бето-на (толщиной в 20 мм), прилегающий к изоляции, часто изготов-ляют только с песчаным наполнителем без крупных фракций (ру-ды, гранита) .

Следует также отметить большое значение величины сцепле-ния изоляционного покрытия с трубой при укладке трубопровода с трубоукладочного судна. Так как в этом случае трубы проходят через натяжной механизм фрикционного действия, то при недо-статочном сцеплении всегда есть опасность сползания «бетонной рубашки» с трубы, что недопустимо. Величина этого сцепления должна быть не менее 6 Н/см2 .

Нанесение на трубопроводы диаметром 325—529, 630—820, 1020, 1020—1220, 1420 мм ленточных пленок и битумно-резиновой мастики и обертка их усиливающими обмотками на строительных участках выполняются с помощью изоляционных машин соответ-ственно серий ИМ 521, ИМ 17, И М Л 7М, ИМ 121, ИМ 1422.

Д а ж е при самой тщательной изоляции труб антикоррозион-ное покрытие может иметь дефекты в виде небольших раковин или трещин, возникающих во время его изготовления. Кроме то-го, в изоляционном покрытии могут быть повреждения, связанные с захватом во время погрузки, плохим качеством изоляции свар-ных соединений труб на трубоукладочном судне, а также повреж-дения, возникшие во время укладки, при заглублении труб и выз-ванные внешними нагрузками после прокладки трубопровода (удары якорями и траловыми досками). В связи с этим для пре-

дупреждения развития коррозии трубопровода обязательно ис-пользуют электрохимическую защиту. Сущность этого способа защиты состоит в превращении трубопровода в положительный элемент электролитической пары — катод. Отрицательным эле-ментом служит специальный металлический анод. В качестве электролита используется морская вода. Свойства электрохимиче-ской защиты зависят от величины отрицательной поляризации защищаемой поверхности. Практикой установлено, что сталь обычно подвергается достаточной электрохимической защите, ес-ли потенциал, измеряемый между стальной поверхностью трубы и эталонным электродом серебро — хлорид — серебро, контакти-рующим с электролитом, равен по меньшей мере 0,8 В. Защитный

40

о /

Рис 7 Электрохимическая защита от источника тока (а) и анодного протекто-ра (б) :

1 — труба; 2 — источник внешнего тока; 3— электрод; 4— анод

потенциал трубопровода, заглубленного в грунт в анаэробных условиях, может составлять 0,9 В. Проблема электрохимической защиты заключается в поддержании необходимого потенциала в течение всего срока службы трубопровода и возможности его контроля. Это достигается либо наложением тока от внешнего ис-точника (рис. 7), либо соединением трубы с анодом, имеющим бо-лее низкий потенциал по сравнению со сталью труб и большую способность к растворению в морской воде с образованием ионов металла. На Каспийском море трубопроводы небольшой протя-женности защищают наложенным током от катодных станций, расположенных на берегу или в море на специальных надводных площадках вдоль трассы. На береговых станциях энергия подает-ся ог сети переменного тока с последующим преобразованием его в постоянный с помощью выпрямителей. Там, где нет внешней сети, энергию получают от специальных дизель-электростанций. В качестве заземлителей (анодов) используют отходы труб или ферросилид, который является наилучшим материалом для анода, так как его растворимость в воде незначительна.

Опыт показывает, что для неизолированных наружным покры-тием трубопроводов расстояние между катодными станциями должно быть не более 1,5 км, а для защищенных усиленной би-тумной изоляцией — до 5 км. Эффективность действия катодных станций зависит от диэлектрических свойств наружной изоляции, способности покрытия сохранять электрическое сопротивление в период эксплуатации трубопровода. Применение цинковой про-текторной грунтовки толщиной до 0,1 мм может повысить элект-рическое сопротивление изоляции. Мощность катодных станций можно увеличить, применив катодную защиту с противопотенциа-лом и специально выполненными анодами. Однако, несмотря на все мероприятия, эффективность применения электрохимической защиты наложенным током для морских трубопроводов очень ог-раничена.

Д л я защиты морских трубопроводов во всем мире широко применяется протекторная защита с помощью цинковых анодов. Цинк обладает высоким коэффициентом использования (95%) , характеризуется равномерной в течение времени отдачей тока (781 А-ч/кг) , хорошей сочетаемостью с морской водой, отсутст-

41

вием чувствительности к загрязнению, солености или заиленно-сти воды. Реже используется магний, обладающий высокой отда-чей тока (2200 А-ч/кг) , но имеющий значительную самокоррозию (45%) и небольшую продолжительность службы, и алюминий, который покрывается пленкой окисла, снижающей эффективность этого материала. Длительность работы цинкового анода L мож-но определить по приближенной формуле

L = 0,08 w/I, где w — масса анода; / — сила отдаваемого тока.

Д л я стального трубопровода, имеющего 10% не защищенной изоляцией поверхности, 7 = 0,1 А/м2, для заглубленного в грунт трубопровода необходимая сила тока уменьшается до 0,03 А/м2. Обычно аноды выбирают, исходя из полного срока службы тру-бопровода (не менее 20 лет) . В настоящее время при значитель-ной протяженности подводных трубопроводов (более 10 км) про-текторная защита является лучшим средством электрохимической защиты. Цинковые аноды обычно изготовляют в виде браслетов, состоящих из двух полуколец, которые на трубопроводе закреп-ляют на расстоянии 100—200 м друг от друга. Механическое крепление анода к трубе осуществляют зажимами поверх изоля-ции на расстоянии 250 мм от кольцевых сварных швов, а элект-рическое соединение с трубой —с помощью медных проводов термитной сваркой. При этом следует избегать контакта между арматурой бетонного покрытия и анодом. Наружный диаметр анода подбирают таким образом, чтобы анод после установки находился заподлицо с бетонным покрытием.

Во избежание электрического контакта подводную часть тру-бопровода обязательно изолируют от всех береговых и морских сооружений. Обычно для этого между стояком и трубопроводом на платформе устанавливают изолирующие фланцы.

На подводном переходе газопровода п-ов Ямал — Центр (диа-метр 1020 мм) через Байдарацкую губу спроектирована протектор-ная защита цинковыми анодами массой по 500 кг, располагаемыми через каждые 150 м, в Северном море на нефтепроводе Экофиск — Тиссайд (диаметр 863 м м ) — ц и н к о в ы е аноды массой 360 кг с интервалом между ними 122 м.

ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННАЯ ЗАЩИТА МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Трубопроводы для транспортировки охлажденного газа, про-кладываемые под водой, должны теплоизолироваться. Это необ-ходимо для предотвращения льдообразования на поверхности трубопровода и, как следствие этого, — его всплытия. Конструк-ция подводного трубопровода, транспортирующего охлажденный газ, должна включать в себя антикоррозионное покрытие, тепло-и гидроизоляцию, бетонное покрытие. По данным ВНИИСТа, теплоизоляция для газопроводов, транспортирующих газ, охлаж-денный до —10°С, должна удовлетворять следующим требова-ниям:

4.2

иметь коэффициент теплопроводности не более 0,035 В т / ( м - К ) ; обладать минимальной гигроскопичностью применяемых ма-

териалов; обеспечивать расчетную прочность на сжатие; обладать высокими реологическими свойствами для предотвра-

щения потери целостности и герметичности; иметь высокую стойкость против старения и сохранять пере-

численные выше свойства в условиях эксплуатации не менее 25—30 лет.

Помимо этого, конструкция теплоизоляции должна обеспечи-вать индустриальность изготовления в заводских условиях и тех-нологичность монтажа на трубопроводе в трассовых условиях. С учетом приведенных требований для теплоизоляции охлажденных газопроводов рекомендуются следующие теплоизоляционные ма-териалы: пенополистирол марки ПСВ-С (ОСТ6-05-202—73) и пенополиуретан марки ПП-309

Физико-механические и теплофизические свойства пенополиуретана ППУ-309 и пенополистирола ПСВ-С

ППУ-309 ПСВ-С

Кажущаяся плотность, кг/м' . , . 40 Предел прочности при сжатии (в Н/см2), не менее . 20—25 Коэффициент теплопроводности при 20°С, Вт/ (м-К) . 0,0315 Водопоглощение за 24 ч (в % по массе), не более . . 2 Температура размягчения, ° С . . . . . . . . . . 120 Структура . . . . . . . Замкнуто-

ячеистая

Д л я сохранения теплофизических и физико-механических свойств теплоизоляции при эксплуатации ее необходимо гидро-изолировать. Гидроизоляционные материалы должны иметь вы-сокие показатели по водонепроницаемости и сохранять упругие и эластичные характеристики при низких температурах эксплуа-тации (относительное удлинение при разрыве не менее 190%). Указанным требованиям отвечают поливинилхлоридная липкая лента и полиэтиленовая лента марки «Поликен» (США, фирма «Кендалл»). Поскольку рекомендуемые ленты имеют толщину 0,5 мм, то для усиления гидроизоляционного слоя и предотвра-щения проникновения влаги в месте наложения витков друг на друга в нахлест необходимо наносить гидроизоляцию в три-че-тыре слоя. Затем подводный газопровод бетонируют тяжелым коррозионностойким бетоном. Чтобы исключить смятие теплои-золяционного слоя, в конструкции теплоизоляции трубопровода предусматривают центрирующие вкладыши.

БАЛЛАСТИРОВКА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Балластировка подводных трубопроводов необходима для обеспечения их устойчивого положения на дне. Сложившаяся за многие годы практика строительства переходов через водные преграды (реки, водохранилища) нашла свое отражение в реко-мендациях по определению устойчивости уложенного на дно тру-

40 20

0,039 0,3

80

43

бопровода, изложенных в СНиП 11-45—75. В этих нормах доста-точный запас устойчивости подводного трубопровода обеспечива-ется с помощью коэффициента безопасности по материалу Км, учитывающему возможность отклонения действительной массы балласта gs от расчетной, и коэффициента надежности по усло-виям характера перехода (пойма или русло рек и т. д.). На кри-волинейных участках речных переходов для обеспечения заданно-го радиуса кривизны трубопровода при больших перепадах релье-фа дна реки осуществляют дополнительную пригрузку трубопро-вода для того, чтобы он осел в траншею под своей тяжестью. Рельеф морского дна описывается, как правило, кривыми боль-ших радиусов, поэтому прибегать к увеличению массы труб и, следовательно, учитывать дополнительную пригрузку БиЗГ) пре-дусмотренную СНиП, нет необходимости. Вследствие малой кри-волинейности в вертикальной плоскости, связанной с плавностью морского рельефа, подъема трубопровода под воздействием про-дольных усилий, возникающих от внутреннего давления, обычно не происходит. Не происходит также подъема трубопровода в вертикальной плоскости вследствие температурных перепадов в стенках труб. Все перемещения обычно возникают в горизонталь-ной плоскости, так как в ней трубопровод имеет небольшую за-данную проектом криволинейность. При необходимости устраива-ют специальные компенсаторы> особенно вблизи морских нефтега-зодобывающих стационарных платформ. Перечисленные обстоя-тельства, а также небольшой перепад температур морской воды позволяют не учитывать пригрузку £np.CJ указанную в СНиП.

Морские трубопроводы, как правило, рассчитывают без учета массы перекачиваемого по ним продукта qAoa, которую СНиП ре-комендует вводить в расчетные формулы. Это связано, во-первых, со спецификой укладки трубопроводов с трубоукладочных барж, которая исключает присутствие в трубах воды, и, во-вторых, с возможностью замены перекачиваемого продукта в период экс-плуатации, например с нефти на газ.

Таким образом, нормы СНиП 11-45—75 не могут быть исполь-зованы при расчетах пригрузки нефтегазопроводов и других тру-бопроводов, прокладываемых в морских акваториях.

При расчете морских трубопроводов все характеристики, свя-занные с балластировкой (табл. 12), удобно относить к 1 м его длины. В этом случае коэффициент надежности /Сн устойчивого положения трубопровода на дне представляет собой отношение «условной плотности» 1 м длины конструкции заглушённого тру-бопровода рт р к плотности жидкой среды рс, окружающей тру-бопровод (морская вода, разжиженный грунт и т. д.). Эту зави-симость в технической литературе принято называть «относи-тельной плотностью» конструкции трубопровода

К" = Ртр/Рс = • ( 4 )

где GTp — расчетная масса на воздухе 1 м трубопровода с учетом

44

Т а б л и ц а . 12

Характеристика балластировки некоторых морских трубопроводов

Трубопровод

Сечение труб (в мм) на участке

Д л и н а участ-ка, км

Антикоррозионная изоляция

Тип балласти-ровки

Толщина бе-тонного по-

крытия, мм

Плотность бе-тона, кг/м»

прибрежном морском при-

бреж-ного

мор-ского тип

тол-щина,

мм

Тип балласти-ровки

Толщина бе-тонного по-

крытия, мм

Плотность бе-тона, кг/м»

Каспийское море

Газопровод 219X10 219ХЮ 3 14 Битумно-резиновая мастика

10 Грузы чу-гунные

— — 1 ,3 -1 ,5

Нефтепродук-топровод

325X12 325X12 — 20 То же 10 Бетонное покрытие

32—45 2300 1,4—1,5

Газопровод 4 2 Й Х И 426X14 — 34 » 10 То же 32—45 2300 1,3—1,4

Северное море

Газопровод 710X22,2' 710X17,5 0 , 5 138 Каменно-угольная эмаль

5 1Ъ 3060 l,3t—,1,5

Нефтепровод 863X 20,6 863X18,2 6 ,4 341,6 «Сомастик» 16 - 47—122 3200 1,15—1,6

Газопровод 914X25 914X22,2 23,5 416,5 То же 16 » 47—120 До 3200 1,15—1,6

изоляции; G6 — расчетный вес на воздухе балласта, требуемого для пригрузки 1 м трубопровода; />тр — расчетная выталкиваю-щая сила жидкой среды (сила Архимеда), действующая на 1 м трубопровода с учетом изоляции; Рб — расчетная вы-талкивающая сила жидкой среды, действующая на балласт, тре-буемый для пригрузки 1 м трубопровода. Д л я обеспечения ус-тойчивого положения трубопровода на дне моря необходимо, чтобы Км был большим единицы. Это условие имеет место для трубопроводов без дополнительного увеличения их массы пригру-зами только при небольшом диаметре трубопроводов (до 300 мм) с толщиной стенки труб 10 мм и более. При большем диаметре необходимо увеличивать массу труб с помощью специальных пригрузов.

Д л я расчета трубопровода необходимо правильно определить все величины, входящие в формулу (4). Наиболее точно масса трубопровода отражена в технической характеристике завода-изготовителя. При отсутствии таких данных для оценки массы 1 м трубопровода можно воспользоваться зависимостью

tfrp = ^f - ЦDl - Dl) Рст + (DL - Dl) Р и з ] . (4)

При этом выталкивающая сила жидкой среды, воздействую-щая на 3 м трубопровода, определяется выражением

Р т р = - ~ D „ 3 рст 1 ( 5 ) 4

где DBj D„, £>из—соответственно внутренний и наружный диамет-ры трубы, наружный диаметр трубопровода по изоляции; pCTJ Риз — соответственно плотность стали и изоляции; g — ускорение силы тяжести.

Расчет выталкивающей силы жидкой среды, действующей на балласт, требуемый для пригрузки 1 м трубопровода, проводится по зависимости

Рб = в рс/рб .

Соответственно, вес на воздухе этого балласта

с б = (Kn РТр - GTP) ^ . (6) Рб — Ли Рс

Вес балласта на 1 м трубопровода под водой определяют по формуле -

G l = G 6 - { 7 > • Рб

где ре — плотность материала балласта. Формулы (6) и (7) позволяют рассчитывать вес на воздухе и:

под водой балласта, требуемого для пригрузки 1 м трубопрово-да, при различной конструкции пригрузов практически из любого-материала.

При балластировке трубопровода одиночными железобетонны-ми или чугунными грузами расчетное расстояние между балласт-

46

ными Грузами (по осям) по длине трубопровода устанавливается соотношением

I = Grp/Ge ,

где G r p — вес на воздухе одного балластного груза. При балластировке трубопроводов сплошным бетонным по-,

крытием наружный диаметр обетонированного подводного трубо-провода определяют по формуле

Г Р б — А н Р с

а требуемую толщину бетонного покрытия — по формуле Р б - Р н

2

Принципиальное отличие предлагаемой методики расчета балластировки морских трубопроводов по формуле (6) от реко-мендуемой в СНиП II-45—75 для речных переходов заключается в том, что в ней для морских трубопроводов рассматривается устойчивость всей конструкции (с балластом) , а не отдельно трубопровода и балласта.

Основное условие надежной эксплуатации морских трубо-проводов— правильный выбор коэффициента надежности Кн- В зарубежной практике значение коэффициента надежности в фор муле (3) постоянно. Например, в норвежских нормах по морским трубопроводам К п = 1,15.

При расчете балластировки морских трубопроводов следует учитывать воздействие на них волн и течений, особенно интенсив-ных в прибрежной зоне, которое не отражено в СНиП. При соору-жении речных переходов трубопровод опускают или протаскива-ют, в заранее отрытую траншею, которая быстро замывается грун-том, поэтому обычно он не испытывает значительных гидродина-мических нагрузок от потока воды на дне водоема. Морские тру-бопроводы, например на Каспийском море, укладывают не в траншею, а на дно и эксплуатируют в таком положении. Те тру-бопроводы, которые заглубляют с помощью трубозаглубителей, до заглубления значительное время могут оставаться на поверхности дна. Значит, и на них воздействуют волны и течения значитель-ной интенсивности, которых на реках практически нет. -

Д л я не заглубленных в грунт трубопроводов в глубоководной зоне, там, где нет сильного донного течения и отсутствуют волно-вые нагрузки, обычно К п = 1,15ч-1,2. В прибрежной зоне, где, как правило, на трубопровод оказывают силовое воздействие волны и течения, Кн—1,2-4-2, что зависит от их интенсивности. В этом случае один из эффективных способов предохранения трубопро-водов — заглубление их в грунт.

При перекачке газа с отрицательными температурами может произойти обледенение не заглубленного в грунт трубопровода и

47

увеличиться как подъемная вертикальная сила, так и силовое воздействие потока жидкости (течения и волнения) на трубопро-вод. В этом случае обязательным условием является заглубление трубопровода в грунт не менее чем на 0,5 м или проведение спе-циальных конструктивных мероприятий по защите трубопрово-дов от всплытия и разрушения.

При расчете устойчивости морских трубопроводов в качестве балласта нельзя принимать массу грунта, так как заглубленный трубопровод может быть размыт волнами и придонными те-чениями.

Таким образом, толщина утяжеляющего покрытия трубопро-вода зависит от геометрических размеров трубопровода, плотно-сти покрытия и морской воды.

В морских условиях использовать винтовые анкеры в качестве крепления трубопровода ко дну рационально только в скальных грунтах. Во всех других случаях применение анкеров не гаран-тирует надежной эксплуатации морского трубопровода.

В нашей стране и за рубежом применяют различные способы балластировки трубопроводов. Простейший из них заключается в увеличении толщины стенки труб, однако возможности такого увеличения ограничены небольшими диаметрами трубопроводов (400—500 мм) и экономическими соображениями. Например, при-менение недорогих углеродистых сталей с толстой стенкой труб может оказаться более эффективным, чем чугунный пригрузов. При использовании толстостенных труб улучшается их коррози-онная стойкость и, следовательно, надежность трубопровода. Дан-ный способ является единственно возможным для утяжеления труб, прокладываемых с трубоукладочных судов с барабаном.

В отечественной практике для балластировки морских трубо-проводов применяют чугунные и железобетонные одиночные гру-зы, которые состоят из двух половин, соединенных между собой болтами (рис. 8). При использовании для пригрузки трубопрово-

дов бетона необходимо большое количество са-мих грузов, так как он имеет небольшую плот-ность (2,3—2,7 т/м3). Одиночные грузы создают в трубопроводе сосредо-точенные нагрузки, по-вреждают изоляцию, исключают применение трубозаглубителей, дви-жущихся по трубам.

Д л я морских трубо-проводов наиболее целе-сообразно использовать сплошные бетонные утя-желяющие покрытия, из-

У / \

_1

Рис. 8. Грузы для балластировки трубопрово-дов:

/ — чугунная р а з ъ е м н а я муфта ; 2 — железобетонная муфта; 3 — железобетонный седловидный груз

готовленные в опалубках или методом набрызга. Эти покрытия за-щищают антикоррозионную изоляцию при укладке с судов, исклю-чают применение деревянной футеровки, уменьшают тяговые уси-лия при протаскивании по дну, позволяют использовать высокопро-изводительные трубозаглубительные установки для разработки траншей после укладки трубопроводов на дно моря.

Бетонное покрытие должно отвечать следующим основным требованиям:

иметь высокую ударную прочность покрытия, обеспечивающую неразрушаемость при ударе траловых досок рыболовецких судов и якорей небольших судов;

обеспечивать движение по покрытию трубозаглубительных ма-шин и натяжных машин трубоукладочного судна;

выдерживать возможные удары концевых роликов трубоукла-дочного судна.

Противостоять воздействию таких нагрузок может только высокопрочный бетон (прочность на сжатие 3200 Н/см 2) . При из-гибе трубопровода во время укладки не должно происходить от-калывания бетонного покрытия, а сцепление между бетонным по-крытием и антикоррозионной изоляцией должно обеспечивать пе-редачу приложенного от трубоукладочного судна растягивающего усилия. Минимальное срезывающее напряжение между бетоном и изоляцией должно быть не менее 6 Н/см2 . В связи с этим пред-ставляют интерес результаты исследования сцепления между по-лиэтиленовой изоляцией и бетонным покрытием, проведенного в Японии. Такую изоляцию1 предполагалось использовать на тру-бах, предназначенных для строительства морского трубопровода протяженностью 25 км в Токийском заливе. Испытывались образ-цы труб диаметром 609,6 мм и длиной 600 мм (включая бетон-ную рубашку с арматурной сеткой размером 38X38 мм, общей длиной 400 мм). Наружный диаметр образца равнялся 781,6 мм. Плотность бетона составляла 2,22—2,31 т/и3, сопротивление сжа-тию 3300—3410 Н/см2 . На трубу наносилось полиэтиленовое по-крытие с продольной и поперечной (гладкая поверхность, ступен-чатый тип, с насечкой) экструзией.

Бетонная рубашка выдавливалась с трубчатого образца, пос-ле чего определялось смещение между слоями полиэтилена и бе-тона. В результате испытаний были определены силы сцепления между бетоном и полиэтиленовым покрытием (в Н/см2) в зависи-мости от вида нанесенного на трубы покрытия и типа поверхност-ной обработки его: продольная экструзия — 3,1; поперечная экст-рузия нормального типа (почти гладкая) — 11,8; ступенчатого типа —16,4; с насечкой — 24. Данными испытаниями была дока-зана возможность применения для морских трубопроводов поли-этиленовых покрытий, нанесенных на трубы поперечной экстру-зией.

По данным экспериментального конструкторского бюро по железобетону Миннефтегазстроя, проводившего аналогичные ис-пытания обетонированных патрубков, удельное сопротивление сдви-.1 Зак . 489 49

гу изоляции /сц В предельной стадии ее упругой работы для поли-мерной изоляции (грунтовка, три слоя липкой полимерной плен-ки «Поликен» и один слой полимерной обертки «Поликен») со-ставляет 6,6 Н/см2; для бризольной изоляции (два слоя бризола на битумной мастике) — 38,6 Н/см2; для полимерно-бризольной изоляции (два слоя липкой пленки «Плайкофлекс» и один слой бризола) — 9,3 Н/см2.

Расчет максимального сдвигающего усилия Рсц, при котором обеспечивается сохранность изоляции и надежность сцепления с ней железобетонного покрытия, проводится с учетом-типа изоля-ционного покрытия

Р с ц = А / с ц т г Л т / , ( 9 )

где k — коэффициент запаса, учитывающий динамические воздей-ствия на трубопровод при его протаскивании или укладке; f C 4 — расчетное удельное сопротивление сдвигу изоляции; DT — наруж-ный диаметр трубопровода с изоляцией; i — д л и н а обетонирован-ного участка трубопровода.

Бетонное покрытие должно оставаться на трубопроводе в те-чение всего расчетного срока эксплуатации, д а ж е при поврежде-нии его до арматуры. Такое покрытие не должно существенно увеличивать суммарную жесткость трубопровода на изгиб из-за опасности перенапряжения труб в сварных швах. Масса и толщи-на его должны соответствовать расчетным данным. Отклонение (с учетом влагопоглощения) удельной плотности конструкции труб может составлять не более чем 3%. Это требование связано с возможностью значительного увеличения напряжений в уклады-ваемом трубопроводе д а ж е при небольшом увеличении массы труб.

Д л я увеличения прочности бетонное покрытие во время изго-товления армируют одним или двумя слоями металлической сетки в зависимости от толщины его. При толщине бетона 100 мм и бо-лее обычно устанавливают два слоя арматурной сетки. Д л я уменьшения изгибной жесткости трубопровода в бетонном по-крытии делают специальные кольцевые разрезы.

На рис. 9 показана конструкция бетонного покрытия газопро-вода диаметром 1020 мм через Волгу у г. Рыбинска. Покрытие армировано сварной сеткой с размером ячеек 150X150 мм, кото-рую фиксируют на трубе с помощью подкладок. Через каждые 3 м предусмотрены кольцевые разрезы. Использован бетон марки 200 с объемной массой 2300 кг/м3.

Конструкция бетонного покрытия толщиной 70 мм нефтепро-вода диаметром 810 мм, проложенного к месторождению Фортис в Северном море, показана на рис. 10. Арматурная сетка сварена из кольцевых стержней диаметром 7,9 мм, установленных через каждые 100 мм, и продольных стержней диаметром 5,1 мм, уста-новленных через каждые 400 мм и не доходящих до кольцевых прорезей в бетонном покрытии, которые сделаны вдоль трубы че-рез каждые 915 мм. Глубина прорезей составляет 40 мм. Бетон-

50

а

Рис. 9. Бетонное покрытие газопрово-да диаметром 102:0 мм:

1 — упор для фиксации сетки; 2 — трубо-провод; 3 — бетон; 4 — арматурная сетка; 5 — изоляция; 6 — разъем в бетонном по-

крытии

Рис. 10. Бетонное покрытие труб на месторождении Фортис:

/ — бетон; 2 — т р у б а ; 3 — кольцевая арма-тура; 4 — продольная арматура ; 5 — а н т и -

коррозионное покрытие

ная смесь состоит из молотой железной руды (22,3%), песка (11,1%), гранитной крошки (38,8%), портландцемента (25,1%), воды (2,7%)- Бетон содержит небольшое количество воды, что снижает водопоглощение и уменьшает отклонения в массе труб.

Бетонное покрытие изготовляют двумя способами: в съемных опалубках и способом набрызга. Опалубки представляют собой две разъемные стальные полуформы, соединенные в верхней ча-сти шарниром. Опалубки поднимают за крюки краном и устанав-ливают на трубу. При этом полуформы охватывают трубопровод, а нижнюю часть их стягивают болтами. Бетон укладывают в опа-лубку через загрузочный люк в верхней части ее и уплотняют виб-раторами. Летом бетон выдерживают в опалубке 12 ч, зимой — до 30 ч.

Заводское изготовление обетонированных труб методом на-брызга — наиболее эффективный способ изготовления бетонного покрытия (рис. 11). Часовая производительность завода по обе-тонированию труб диаметром 200—800 мм в г. Баку — 6—12 труб длиной 12 м. Технология обетонирования труб заключается в сле-дующем. Заполнители, песок и молотую руду из бункеров-храни-лищ после дозировки ленточным конвейером подают в лопастной смеситель, к которому из двух силосов с помощью шнеков посту-пают цемент и вода. В смесителе готовится бетон, который равно-мерно выгружается на катящийся транспортер и подается на валки. Резиновые валки, частота вращения которых составляет 1800 об/мин, производят набрызг бетона на вращающуюся тру-бу, перемещающуюся перед валками на тележках по рельсам. За один проход наносится слой бетона толщиной до 70 мм. Обе-тонированный слой обматывается оцинкованной стальной сеткой с нахлестом, на которую наносится защитный слой бетона тре-буемой толщины. Общая толщина бетонного покрытия может из-меняться от 25 до 125 мм. Гипроморнефтегаз рекомендует сле-дующий состав бетона (% по массе): цемент марки 500—25, мо-лотая руда с крупностью кусков не более 6,35 мм — 6 0 , кварце-вый мытый песок — 9, вода — 6. Бетон такого состава имеет объемную массу 2,65 т/м3. Д л я армирования используется круче-

Зак. 489 51

Рис. 11. Изготовление бетонного покрытия на заводе методом набрызга: / — шнековая подача; 2— бункера для хранения песка и молотой руды; 3 — бункер д л я цемента; 4 — лопастной смеситель; S — ленточный конвейер; 6 — труба; 7 — промежуточный стеллаж для труб; 8 — место набрызга бетона; 9 — катушки д л я разматывания армиро-вочной сетки; 10— сетка; 11 — вращающийся валик; I — продольная подача трубы; II — отправка д л я хранения на с т е л л а ж а х ; III — подача воды; IV — обратная подача отрабо-

танного бетона

ная сетка с размером ячеек 2 5 X 2 5 и 5 0 X ^ 0 мм из оцинкованной проволоки диаметром 1,3 и 1,6 мм.

В соответствии с ТУ 39-08-11—76 количество материалов, не-обходимых для получения бетона требуемой объемной массы, должно соответствовать данным табл. 13. При этом должна быть обеспечена такая равномерность толщины нанесенного бетонного слоя по всей длине трубы, которая позволила бы получать откло-

52

Т а б л и ц а 1 3 Состав бетонных смесей (в кг)

Плотность, т/м3

Компоненты 2,25 2,6В 3,0

Цемент Руда (фракции 0,15—6,35 мм) Щебень (фракции 01,15—6,35 мм) Песок марки Г (по ТУ 39-100—75)

7l00

525 1000

660 1590

400

7001 2300

нение фактической массы обетонированной трубы от его расчет-ного значения не более ± 3 % на 1 м трубопровода.

При обетонировании труб в качестве вяжущего материала применяют портландцементы М-400-500 и выше, а для армирова-ния бетона —1 арматурную сетку.

На каждой обетонированной трубе (на расстоянии 150— 200 мм от ее торца) указывают номер трубы, ее длину, массу, толщину бетона и дату изготовления. Обетонированные трубы можно транспортировать только после семидневной выдержки на специальных площадках хранения.

Глава 3 УСТОЙЧИВОСТЬ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

При сооружении морских трубопроводов необходимо учитывать факторы, влияющие на устойчивое положение трубопровода, про-ложенного по дну моря. При этом обязательным условием явля-ется обеспечение устойчивости трубопровода под воздействием различных нагрузок, стремящихся вызвать сдвиг трубопровода или его всплытие с неизбежным повреждением последнего. Ус-тойчивость трубопровода в прибрежной полосе зависит от глуби-ны укладки, рельефа дна, параметров волнения и придонных те-чений, а т а к ж е от расположения трубопровода на дне моря (в грунте или поверх него) . В связи с этим перед выбором конструк-ции трубопровода и способа его заглубления в грунт необходимо всесторонне изучить морской участок по трассе, ограничить зоны в прибрежной полосе моря и определить параметры волн при их трансформации и рефракции. Прибрежную полосу моря делят на следующие зоны:

глубоководную — с глубиной воды, которая больше половины длины расчетной волны ( # > 0 , 5 Я ) ; здесь рельеф дна не влияет на основные характеристики волн;

мелководную — с глубиной воды 0 , 5 ( Я к р — крити-ческая глубина воды, при которой происходит разрушение волн) ; здесь рельеф дна оказывает существенное влияние на развитие волн и на основные характеристики их; в этой зоне трехмерные волны иод влиянием рельефа дна водоема преобразуются в двух-мерные; по мере приближения волн к берегу влияние рельефа дна непрерывно возрастает , происходит коренная перестройка структуры волн, обусловленная концентрацией удельной энергии и потерями ее;

прибойную —с глубиной воды меньшей Я к р ; в пределах этой зоны происходит разрушение волн; поток от разрушенных волн периодически накатывается на берег.

Д л я каждой из указанных зон расчет трубопровода на устой-чивость имеет свою специфику.

АНАЛИЗ УСЛОВИИ СИЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ МОРСКИХ в о л н И ТЕЧЕНИИ НА ПОДВОДНЫЙ ТРУБОПРОВОД

При волнении на поверхности моря и глубинах, которые мень-ше половины длины волны, трубопровод, расположенный на дне моря, подвергается воздействию волнового давления, которое стремится приподнять и сдвинуть его. Волновое давление на тру-бопровод снижается по мере погружения трубопровода в воду, од-нако в непосредственной близости от дна оно существенно возра-стает. Такое изменение давления объясняется увеличением аспм-

54


Характеристика моделей трубопровода

Модель

Показатели первая вторая третья

Объем 1 м модели, см3

Масса 1 м модели, г Относительная плотность

177 470

2,6

177 303

1,7

17(7 25,3

1„4

метрии обтекания трубы потоком воды у дна: при соприкасании трубопровода с дном происходит одностороннее обтекание трубы и повышение волнового давления.

В нашей стране морские трубопроводы прокладывают в ос-новном на мелководье, поэтому успешную прокладку и надежную эксплуатацию их во время штормов на море можно обеспечить лишь при правильной оценке взаимодействия морских волн и те-чений с лежащим на дне трубопроводом. Д л я иллюстрации каче-ственной оценки поведения трубопровода на дне при волнении на поверхности водоема приведем описание типичного опыта, прове-денного на моделях.

В стеклянном волновом лотке размером 45X1 ,5X1 .2 м на пес-чаное дно укладывались три модели трубопроводов, имеющих различную массу, для определения их устойчивости под воздейст-вием волн (табл. 14). В качестве моделей использовались глад-кие дюралюминиевые трубки диаметром 15 мм и длиной 149 см. Условия эксперимента характеризовались следующими данными: глубина воды — 50 см, высота, длина и крутизна волны соответ-ственно 50 см, 18 см и 1/14,5, дно песчаное из зерен фракции 0,1—0,12 мм с высотой слоя 12 см.

Необходимый вес моделей G в воде определялся из условия

( G - / g / = />*, (Ю) где пх, pz — соответственно горизонтальная и вертикальная со-ставляющие волнового давления, действующего одновременно; f — коэффициент трения трубы о песок (/ = 0,4).

Исходя из ожидаемых волновых нагрузок устойчивость моде-ли трубопровода могла быть обеспечена при массе 1 м его не ме-нее 282 г.

Предварительные опыты показали, что уложенные на дно мо-дели труб перекатываются волнами, в реальных условиях при большой длине трубопровода был бы возможен только их сдвиг. В связи с этим модели труб были оснащены устройствами, кото-рые допускали только их скольжение по песку, противодействуя перекатыванию (рис. 12).

Д л я регистрации положения моделей на одном из концов труб были установлены электрические светильники, а на стекле лотка размещена масштабная сетка с размером ячеек Ю Х Ю мм (рис

55

Рис. 12. Схема укладки моделей труб различной массы при определении пере-мещений под воздействием волновой нагрузки:

1—3 — номера моделей

13). Эксперимент сопровождался киносъемкой. Под воздействием волн наблюдалось следующее. Первая модель, обладая наиболь-шей массой, во время проведения эксперимента постоянно оста-валась неподвижной, так как имела достаточный запас устойчи-вости против сдвига. Вторая модель в начальный период была сдвинута и в течение некоторого времени отклонялась на 3 см в обе стороны от первоначального положения. К концу опыта пере-мещения ее прекратились и труба .лишь слегка колебалась отно-сительно своей оси. Можно считать, что вторая модель обладала критической массой, ее устойчивость не была надежно обеспе-чена. Состояние модели можно характеризовать как предельно-равновесное. Третья модель, обладая наименьшей массой, под воз-действием волн сразу начала сдвигаться. Перемещения ее носили возвратно-поступательный характер. При этом величина переме-щения по волне превышала перемещение против волны, следова-тельно, груба перемещалась в направлении распространения волн и в конце концов вышла за пределы масштабной сетки. Масса третьей модели была явно недостаточной для сопротивления си-ловому воздействию волн.

Анализ поведения моделей труб на дне при волнении на по-верхности лотка позволяет представить характер движения под-водного трубопровода и сделать вывод о том, что под воздействи-ем волн отдельные участки недостаточно пригруженного трубо-провода могут изменять первоначальное положение и смещаться в направлении распространения волн и обратно. Причем за один период перемещения волны на трубопровод воздействует один полный цикл знакопеременных нагрузок.

Опытным путем установлено, что нарастание горизонтальной нагрузки на трубопровод происходит на участках гребня и ложби-ны волн, т. е. при наибольшей орбитальной скорости частиц во-ды. В соответствии с изменением профиля волны за один период горизонтальное давление на трубу возрастает один раз в направ-лении распространения волн и один раз в обратную сторону. Вертикальное давление одного знака, направленное вверх, наблю-

56

6 ь 4 S 5 : -4 А

Рис. 13. Положение труб при прохождении гребня первой (а) и двадцать шес-той (б) волн:

1 — консоль д л я волнографа; 2 — уровень волны; 3 — сетка-мишень; 4—6 — соответственно третья, вторая и первая модели трубопровода

дается только в том случае, когда трубопровод лежит на дне. За период волны это давление также дважды достигает максималь-ных значений, которые возникают в момент прохождения гребня^ и ложбины волны. Фазы действия наибольших значений верти-кальной и горизонтальной составляющих волнового давления на лежащий на дне трубопровод, как правило, совпадают.

Представляют интерес опыты с моделями трубопровода, вы-полненные в Делфтской гидравлической лаборатории (Нидер-ланды). Изучалось поведение трубопровода длиной 600 м, свобод-но лежащего на грунте, под воздействием силового давления вол-нового потока (высота нерегулярных волн 4,4 м, период волне-ния 9,7 с, глубина водоема 21 м, фронт волны 240 м). Трубопро-вод сечением 635X12,7 мм имел бетонное покрытие (толщина 57 мм, плотность 3100 кг/м3). Отрицательная плавучесть трубо-провода составляла 1458 Н/м. Принятый масштаб моделирования 1 : 30. Трубопровод был изготовлен из пластмассы и утяжелен до получения относительной удельной плотности трубопровода, рав-ной 1,32.

При прохождении волн над моделью трубопровода последний постоянно перемещался в направлении, противоположном направ-лению их распространения. За 60 мин трубопровод переместился на участке воздействия волны на 12 м, т. е. в среднем на 3,2 см под воздействием каждой волны. Столь необычное направление движения трубопровода объясняется тем, что при определенных параметрах элементов волнения орбитальные скорости, и особен-но ускорения, частиц воды на участке ложбины волны превыша-ют те же показатели на ее гребне. Кроме того, при прохождении над трубопроводом гребня волны трубопроводом преодолевается сила трения, по величине большая, чем в период прохождения над этой же точкой ложбины волны. - -

Опыты, проведенные при совместном воздействии на тру-

57

бопровод волн и течения, которые имеют одно и то же направле-ние движения, показали, что трубопровод перемещается в направ-лении распространения волны. Причем эти перемещения для рас-смотренных параметров волны составили 13 м за 60 мин. Отмече-но т а к ж е значительное уменьшение перемещений трубопровода на дне водоема при косом подходе фронта волн к трассе трубопровода.

Таким образом, экспериментально доказано, что вопросам устойчивости трубопровода на дне водоема должно уделяться большое внимание. Расчет устойчивости должен проводиться с учетом всех факторов силового давления морских волн и придон-ных течений.

РАСЧЁТ УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДА ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ ВОЛН И ТЕЧЕНИИ В МЕЛКОВОДНОЙ ЗОНЕ МОРЯ

При проектировании морских трубопроводов расчет свободно л е ж а щ е г о на дне трубопровода сводится к определению наимень-шей допустимой массы, при которой трубопровод достаточно ус-тойчив при воздействии горизонтальной (боковой) и вертикаль-ной (подъемной) сил, обусловленных волнением и течением. При рассмотрении основных положений методики расчета, предло-женной проф. Д. Д. Лаппо, приняты следующие условные обоз-начения: G — д о п у с т и м ы й вес трубопровода в воде (отрицатель-ная плавучесть) с учетом защитных изоляционных покрытий, при-грузки и морского обрастания; (Рх)р, ( P z ) p — расчетные горизон-тальная (боковая) и вертикальная (подъемная) силы от воздей-ствия волн и течений; Кп — коэффициент запаса устойчивости трубопровода, т. е. коэффициент надежности п — ко-эффициент, характеризующий соприкасание трубопровода с под-стилающим грунтом морского дна (табл. 15); f — коэффициент трения при перемещении трубопровода поперек трассы (см. табл. 15); Н — глубина моря; h, X — высота и длина расчетной волны; НКр — критическая глубина моря; Рхм, Р2—максимальные гори-зонтальная и вертикальная составляющие проекций сил волново-го давления при наименее выгодном их сочетании; Рхт, PZT — го-ризонтальная и вертикальная составляющие силы давления от течения; Кш— коэффициент снижения волновой нагрузки (при расстоянии между опорами по трассе трубопровода L<0,25X Кен = 0 ,8 ; L= (0 ,25-4-0 ,5)X К с н = 0 ,7 ; 1= ( 0 , 5 - 4 - 1 ) 1 К с н = 0 ,6; L>lK Л'Сн=0,5); Рхи, Рхо — инерционный и скоростной компоненты го-ризонтальной составляющей нагрузки от волн; бжс — коэффи-циенты сочетания инерционного и скоростного компонентов макси-мальной нагрузки от волн (рис. 14); х — расстояние по осям тру-бопровода от гребня волны; 0*, гх — коэффициенты удельной на-грузки от волн. (рис. 15) в зависимости от относительной глуби-ны г=(Н — zd)/H (если трубопровод расположен на поверхности дна моря, то Я—2d=iD H /2) ; С х — к о э ф ф и ц и е н т лобового сопротив-ления при обтёкании трубопровода равномерным установившимся потоком жидкости (рис. 16); Cz — коэффициент подъемной силы

58


Экспериментальные значения коэффициентов п и f для поверхностных грунтов морского дна

Поверхностные грунты морского дна п Р 1

Разрушенная скала, скальные грунты Крупные пески и гравелистые грунты Мелкие пески и супеси Илистые и суглинистые грунты

1,15 1,25 1,35 1,45

0,66 0,55 0,45 0,40

1,ЗЙ 1,45 1,6:5 1,75

Д л я обетонированных труб.

(рис. 17); D H —-наружный диаметр трубопровода (с учетом за-щитных покрытий и морских обрастаний); рв — плотность морской воды; v — скорость донных течений на возвышении от дна> (D„/2); /1пр — высота прибойной волны; Я п р — глубина моря в зоне прибойной волны; Re —^ число Рейнольдса.

Исходя из анализа действующих внешних сил и силы трения, допустимый вес трубопровода в воде рассчитывают по формуле

G>Kn —7 (Рдр + (Р2)Р1 • •nf J (11)

Значения коэффициентов п и f, приведенные в табл. 15, явля-ются ориентировочными и будут уточняться по мере обобщения опыта строительства и эксплуатации подводных трубопроводов в различных условиях. При этом учитывается, что трубопровод, свободно лежащий на дне, представляет собой преграду значи-тельной протяженности (по сравнению с длиной волны), имею-щую малые поперечные размеры. Коэффициент запаса устойчи-вости Кн зависит от точности выбора и обоснованности коэффици-ентов п и / .

Вводимые в расчет ( P x ) v и (Р 2)р являются исходными данны-ми, но, как правило, на протяжении трассы трубопровода сущест-венно меняются, поэтому их надо тщательно анализировать по зонам прибрежной полосы моря.

Расчет элементов волн проводится в соответствии с указания-ми СНиП 11-57—75 «Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов)». При определении параметров волн необходимо пользоваться картой акватории, на которой обозначена трасса трубопровода, нанесены линии рав-ных высот волн и показано направление (лучи) распространения их при прохождении над трубопроводом. Вероятностные характе-ристики расчетной волны при определении устойчивости магист-ральных морских трубопроводов следующие: обеспеченность вы-соты расчетной волны — 5 % , отношение периода расчетной волны к его среднему значению 0,8—1,2.

На мелководье расчетные горизонтальную (боковую) и вертй-

59

Рис. 14. Изменение коэффициентов сочетания инерционного и скоростного ком-понентов максимальной нагрузки от волн в зависимости от положения_трубо-

провода относительно вершины волны х=х/Х: 1 — при Я Д > 0 . 5 ; 2 — при Н 11=0.2

Уровень

рх

Дно -^777^777777777777777777,

моря

W777777P77777777777T7Z

Рис. 15. Определение волновых нагрузок на морской подводный трубопровод

ьх 2,0

1,2

OA

0,2

0,1 10

0,7

10- 101 107 Re

Рис. I6, Коэффициент лобового сопротивления Сх при обтекании трубопровода установившимся потоком

кальную (подъемную) силы от воз- z

действия волн и течений опреде- о,в ляют по формулам

Рх)р =Ксн Рх и cos2 ф + Р * т COS2 р ;(12)

(Рг) р = К СП Р г COS2 ф + Р 2 Т COS2 0 . (13) Выбор самых невыгодных со-

четаний горизонтальной и верти-кальной проекций сил волнового давления на трубопровод прово-дится в соответствии с указания- 0

ми СНиП 11-57—75. Максимальную горизонтальную

Рхм и соответствующую ей вертикальную Рг проекции нагрузок от волн, действующих на единицу длины лежащего на дне трубопровода, необходимо опре-делять по формулам

РхЫ = РхаЬхИ + РхсЬхс\ (14)

mwm.

0,1 0,2 m/d

Рис. 17. Коэффициент подъемной силы Сг

где

р — — Р ' 2 Г X С 5

- f Р в -^ Qxg; 4 к

' h2

Рх с = Рв тс D n — 8

(15)

(16)

(17)

а составляющие силы давления от течения определяют по фор-мулам .

Р х т — С х Рв D H ; (18)

: Cz рв £>„ _ 2 (19)

Обычно расчеты устойчивости выполняют для 1 м трубопро-вода. В действительности устойчивость его зависит от суммарно-го воздействия волн и течений на участок длиной более 1 м, поэтому нельзя считать, что в натурных условиях на трубопровод по всей трассе действует знакопеременная равномерно распреде-ленная нагрузка одинаковой интенсивности. На практике исклю-чается возможность совпадения по фазе максимальной волновой нагрузки вдоль трубопровода протяженностью, равной одной дли-не волны или превышающей ее.

Неравномерность распределения волновой нагрузки на трубо-провод значительной протяженности проявляется в еще большей степени при ярко выраженном трехмерном волнении, так как в этом случае смежные участки трубопровода обязательно оказы-

61

ваются в противофазе , что вызывает боковые силы противопо-ложных направлений. Указанные факторы учитывают путем вве-дения в расчетные формулы (12) и (13) коэффициента снижения волновой нагрузки.

Если гребни волн не параллельны трассе трубопровода, вол-новые нагрузки можно рассчитывать так же, как и при нормаль-ном подходе волн, но с последующим умножением результата на коэффициент соэ2ф, где <р — угол между лучом набегающей вол-ны и нормалью к трассе трубопровода. Аналогично рассчиты-вают нагрузки от течения с поправкой на коэффициент cos2p, где р — угол между нормалью к оси трубопровода и направлени-ем придонного течения.

Суммарную силу воздействия волн и течений на свободно ле-ж а щ и й на дне трубопровод в прибойной зоне трассы рассчитыва-ют по приведенным ранее формулам. При этом горизонтальную и вертикальную проекции силы волнового давления следует умно-ж а т ь на поправочный коэффициент

а= 1 + 1,2 '(АА/Япр)1-71;. (20) Д h = h' — Лпр . (21)

При отсутствии данных наблюдений в натуре высоту бегущей волны перед разру-шением принимают рапной 0,7Я, где Н — г л у б и н а моря в створе обрушения волн.

Если определенный по формуле (11) допустимый наименьший вес трубопрово-да в воде G оказался боль-ше, чем действительный вес запроектированного трубо-провода, то трубопровод не-обходимо пригрузить. В этом случае его обычно балла-стируют сплошным утяже-ляющим покрытием. Воз-можно применение железо-бетонных грузов, надежно прикрепленных к трубопро-воду. При использовании сплошного утяжеляющего покрытия или балластиров-ке трубопровода отдельны-ми грузами, расстояние меж-ду которыми в свету в 1,5 раза меньше протяженности

Рис. 18. Схема расположения трассы газо- с а м о г о г Р У з а ' „ Р а с ч е т С И Л

провода и волнового поля в о л н о в ы х в о з д е й с т в и й и дав -

62

/ Т а б л и ц а 1 7

Расчетные параметры волн

Номер участ-

ка Глубина моря

Я. м "5%, м X, м т , с <р, градусы

Скорость мор-ского течения

v, м/с

1 2 —1 _ 4 5 0>,75 2 10 6Д) 100 9 45 0',75 3 2 0 6,0 108 9 4 5 0 ,5 4 3 0 6,4 116 9 3 0 0,4 5 20 6,0 108. 9 3 0 0,4 6 10 6,0 110 9 3 0 0,4 7 2 — '

1 3 0 0,4

П р и м е ч а н и я : 1. h к, т, ф — соответственно высота, длина , п е р и о д волны о/о

5%-ной обеспеченности и угол п о д х о д а волн к т р у б о п р о в о д у . 2. Течение п о д х о д и т к т р у б о -проводу под углом 0 = 9 О Р . 13. Д о н н ы е грунты — пески с р е д н е й плотности.

ления от течения проводится повторно в том случае, когда ожи-дается значительное увеличение этой нагрузки (наружный диаметр трубопровода принимается увеличенным).

Пример 1. Требуется определить пригрузку газопровода (рис. 18) с DH = = 1,2 м, вес 1 м которого в воде составляет 2670 Н (толщина ИЗОЛЯЦИИ Ои — 5 мм,

рн = 1850 кг/м3, толщина сплошного бетонного покрытия йв = 87 мм, ра = = 2850 кг/м3) . Газопровод прокладывают по трассе при следующих условиях: скорость ветра 20 м/с, разгон 350 км, продолжительность действия 12 ч, скорости

течения у дна по трассе v = 0,4-^0,75 м/с. Наибольшая глубина по трассе со-ставляет 30 м.

1. Расчет элементов волн проводим в соответствии с указаниями СНиП 11-57—75 (табл. 16).

2. Расчет волновых, воздействий на 1 м трубопровода, свободно уложенного на морском дне, проводится следующим образом.

По графику (см. рис. 14) определяем, что й*с = 0,05 и б * и = 1 при Я Д ^ = 20/108 = 0,2; A//i = 1 0 8 / 6 = 18 и * = 0,2*.

По графику (см. СНиП II-57—75) устанавливаем, что 0х = 0,5, 8* = 0,1 при

2 = 0 , 0 3 . Н 2-20

По формулам (16), (17) определяем

Я , и = — -10 3 0 0 - 3 , 1 4 М , 2 2 . - ^ — 0 ,05 = 3000 Н / м ; х И 4 108

б2 , Р х с = 10 300-3 ,14-1 ,2 - -0 ,1 = 1120 Н / м .

1 108

По формулам (14), (15) рассчитываем

м = 3000• 1 -Н 120-0,05 = 3056 Н / м ;

Рг = - 9 / 5 - 1 1 2 - 0 , 0 5 = 100 Н / м .

На прибрежных участках (1 и 7) по трассе газопровода Рхм и Рг увеличены / 6 , 4 - 6 , 1 . 7

на коэффициент а= 1 + 1,2 = 1 , 1 .

* Далее приводится расчет по третьему участку.

63

/ Т а б л и ц а 1 7 /

Результаты расчета пригрузки газопровода

Номер участка <РХ )0.

Н/м <Pz V

Н/м О, Н/м O'l HOCin CJlh-

ная плотность грубелроьода

/ Рекомендуемые мероприятия

1 1590 320 3531 i„s Дополнительная пригрузка

1483 316 и заглубление в грунт

2 1483 316 3314 1,28 То же 3 937 150 2035 1,17 Без пригрузки 4 1105 112 2322 1,2 То ж е 5 1266 117 2646 1,23 » 6 1744 133 3612 1,31 Дополнительная пригрузка

19G5 и заглубление в грунт

7 19G5 138 3937 1,34 То ж е

3. Расчет давления от воздействия морского течения на 1 м трубопровода проводим по формулам (18), (19).

0 ,5 2

Р г т = 1,2-ЮЗОО-1,2- : = 189 Н/м; х 2 -9 ,81 0 ,5 2

Р г г - 0 , 8 - 1 0 3 0 0 - 1 , 2 - ! = 1 2 6 Н / м . 2 -9 ,81

4. Расчет горизонтальной и вертикальной составляющих силы от совместного воздействия волн и течения с учетом коэффициента снижения, равного 0,5, про-водим по формулам (12), (13)

( Р < ) р = 0 ,5 -3056-0 ,49 + 1 8 9 = 937 Н / м ;

( Р г ) р - = 0 , 5 - 1 0 0 - 0 , 4 9 + . 126 = 150 Н / м . 5. Минимальный вес в воде 1 м трубопровода устанавливаем по формуле

(11) с использованием данных, приведенных в табл. 15, G > 1 ,2 (1 ,65-937 + 1 5 0 ) = 2035 Н / м .

По аналогии с расчетами, выполненными для третьего участка, проводим вычисления для остальных участков трассы газопровода (табл. 17).

Таким образом, расчет показал, что рассмотренный газопровод необходимо дополнительно пригрузить и заглубить в грунт на прибрежных участках (при глубине моря до 10 м). На остальных участках трассы вес газопровода достато-чен для надежной эксплуатации на дне моря.

РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДА В ГЛУБОКОВОДНОЙ И ПРИБОЙНОЙ ЗОНАХ МОРЯ

В глубоководной зоне волновые воздействия на трубопровод не учитывают, так как они незначительны. Трубопровод рассчиты-вают только на всплытие на основе его массы и объемных харак-теристик ,{см. формулу (3 ) ] . В соответствии с отечественным и зарубежным опытом строительства морских трубопроводов ус-тойчивость трубопровода на дне обеспечивается при /Си= 1,15+1,2.

В прибойной зоне, границы которой обычно ограничены кри-тической глубиной моря, принимаемой равной 1,5/г расчетной вол-,

ны в данном створе, морские трубопроводы необходимо заглублять

64

в грунт. При этом под воздействием прибойных волн происходит перемешивание грунта засыпки с водой и возможен переход грун-та в жидко-текучее состояние, которое наступает при влажности супеси 20—25%, суглинков 25—35%, глины 45—50%.

Трубопровод со средней плотностью, которая меньше плотно-сти разжиженного грунта, будет подниматься к поверхности грун-та; в противном случае он погрузится в грунт.

В прибойной зоне расчет устойчивости морского трубопровода проводится по зависимости, которая установлена эксперименталь-ным путем, ' -

6,2 У~с Ртр > Ргр —д . (22)

где р г р—плотность разжиженного грунта (отношение массы твер-дых частиц грунта, включая массу содержащейся в нем воды, к их объему); С—сопротивление разжиженного грунта сдвигу.

Д л я слабых грунтов сопротивление разжиженного грунта сдви-гу обычно изменяется в пределах 400—8000 Н/м2 .

Плотность разжиженного грунта определяют по данным инже-нерных изысканий по формуле

Рс гр Рв (1 + w) Рп> = : Рс.гр w+ 1

(23)

где рс.гр;—плотность скелета грунта (отношение массы твердых частиц грунта к их объему); w—влажность грунта (отношение массы воды, заключенной в порах грунта, к массе твердых частиц грунта).

По зарубежным данным, плотность разжиженного грунта в морских условиях обычно составляет 1400—1600 кг/м3. В табл. 18 приведены результаты расчета минимальной средней плотности трубопровода, при которой обеспечивается его устойчивость в грунте прибойной зоны моря.

В «Правилах на сооружение морских трубопроводов», разра-ботанных нефтяным институтом Великобритании, : ' у к а з ы в а е т с я ,

Т а б л и ц а 1 8 Расчетная плотность морских трубопроводов, обеспечивающая

их устойчивость в грунте прибойной зоны моря

Плотность р а з ж и -ж е н н о г о грунта,

кг/м3

Сопротивле-ние грунта

сдвигу, Ц / м 2

Плотность трубопровода (в кг/м3) при н а р у ж н о м д и а -метре обетонированного трубопровода , м Плотность р а з ж и -

ж е н н о г о грунта, кг/м3

Сопротивле-ние грунта

сдвигу, Ц / м 2

0,6 | 0,8 1.0 1,2

1400 500 1164 1223 1258 1282 1600 500 1364 1423 145Й 1482 14001 1000 1066 1150 12001 1233'! 1600 1000 1266 1350 1400 1433 1400 2000) — 104:7 1118 1165 1600 2000 1130 1247 1318 1366

615

что пригрузка морских трубопроводов должна определяться из ус-ловия

ртр>/Снргр. / (24) Согласно П р а в и л а м принимается, что разжиженный грунт об-

л а д а е т свойствами жидкости при максимальном содержании грун-та в пульпе и отсутствии сопротивления грунта сдвигу. При этих наиболее неблагоприятных условиях коэффициент надежности Кн должен быть не менее 1,1.

Пример 2. Для расчета возьмем глину с рс.гр = 2650 кг/м3 при ai=194°/o за пределом полного насыщемия грунта морской водой с рв = 1030 кг/м3. При этом отсутствует сопротивление сдвигу разжиженного грунта. Плотность разжиженно-го грунта вычисляем по формуле (23)

2 ,65-1 ,03 (1 + 1,94) p r D = — 1 ' = 1,3 т /м 3 . F r p 2 ,65-1 ,94 + 1

В этом случае условная плотность морского трубопровода должна быть рав-ной следующей величине или превышать ее:

Ртр = К„ р г р = 1 ,1 -1 ,3 = 1,43 т /м 3 .

Глава 4

П Р О К Л А Д К А МОРСКИХ Т Р У Б О П Р О В О Д О В

КЛАССИФИКАЦИЯ СПОСОБОВ П Р О К Л А Д К И МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

При строительстве морских трубопроводов (табл. 19) применя-ют различные способы их прокладки, зависящие от ряда факторов, определяющих организацию строительного процесса (наличие тех-нических средств, конструкция и назначение трубопровода, гидро-метеорологические и геологические условия района строительства, топография морского дна, период проведения работ, условия судо-ходства и т . д . ) . В последние 10—16 лет в отечественной и зару-бежной практике начали применяться принципиально новые спосо-бы прокладки трубопроводов в морских условиях (рис. 19).

В соответствии с существующей практикой строительства мор-ских трубопроводов процесс прокладки начинается с изготовления секций (24—36 м) или плетей (500—2000 м) трубопровода на бе-реговых базах. При использовании судов-трубоукладчиков приме-няют полностью готовые к укладке (изолированные и обетониро-ванные) трубы или их секции, транспортируемые на вспомогатель-ных б а р ж а х или на самом судне-трубоукладчике. В отдельных случаях секции труб изготовляют непосредственно на б а р ж а х .

В ледовых условиях секции труб или отдельные трубы постав-ляют в район строительства морского трубопровода на б а р ж а х , но с использованием судов-ледоколов. Затем трубы развозят на санях-трубовозах по трассе и сваривают в непрерывную нитку или поставляют на трубоукладчик, предназначенный для работы в ледовых условиях. При этом стыковку и сварку труб проводят на поверхности ледового поля, покрывающего морскую аква-торию.

При способе прокладки морских трубопроводов, включающем буксировку плетей трубопровода на плаву или по дну моря, для изготовления плетей на берегу моря используют две схемы орга-низации работ. Первая с х е м а — с е к ц и и труб изготовляют в базо-вых условиях, а затем перевозят на береговую монтажно-свароч-ную площадку (рис. 20) для сварки их в длинномерные плети (до 2 км) . Вторая схема предусматривает доставку труб непосредст-венно на береговую площадку, где их стыкуют и сваривают, в пле-ти. Подобная технология была использована при строительстве четырех ниток (протяженностью 18 км к а ж д а я ) морского газо-провода Апшерон — о. Ж и л о й на Каспийском море. На береговой монтажной площадке было организовано массовое производство секций труб длиной 100 м с применением автоматической сварки поворотных стыков труб под флюсом. Использовалась полевая сварочная установка ПАУ-500 для сварки труб диаметром 219—

67


Характеристика некоторых морских трубопроводов

Показатели Северное мо-

ре — Фригг Колумбий-

ский залив

Женевское о з е р о

Ьуька Л а м — банка Ж д а н о -

Залив Невельс-

кого

Финский залив Фортис

Экофиск— Тассейд

Экофиск— Эмден

о. Жилой— Апшерон

Длина тру-бопровода, км

Диаметр тру-бопровода,. мм

Перекачива-емый продукт

Материал труб

Толщина труб, мм

Толщина бе-тонного покры-тия, мм

Заглубление, м

Изоляцион-ное покрытие

Глубина во-ды, м

Давление, МПа:

рабо-чее испы-тате-льное

421

820

Газ, кон-денсат

Сталь X-6S

19,2

48i

1

Самастик

110

768

Нефть

Сталь Х-50

55

0 , 9

102

275

Газ, кон-денсат

10,2

300

16

325

Нефть, кон-денсат

Сталь 20

12

67—56

Бигумно-резиновая

м а с т и к а + + б р и з о л

29

7,5

9,4

9

426

Нефть

Сталь

11

Чугунные пригрузы

7 ,8

426

Газ

Сталь

12

Чугунные пригрузы

23

7 , 5

15,5

7 , 5

172

820

Нефть

Сталь Х-6Б

19

Мастика, стекло-волокно

122

19,5

3>4i8

863

Нефть

Сталь Х-60

18

'1—3

Самастик

11 , 8 .

14,7

440

914

Газ

Сталь Х - 6 0 2 2 , 2

1—3

Самастик

18

325

Газ

Сталь 20

10

13.7

23 .8

Битумная резинё, мастика

8

10

Рис. ]9. Классификация способов прокладки морских трубопроводов

Рис. 20. Монтажно-сварочная площадка для сбор-ки плетей из обетонированных труб сечением 1020X20 мм (длина плети 500 м; производитель-ность 2 км/сут; габаритные размеры площадки 500X166 м; число обслуживающего персонала —

100—110 чел.): / — л е б е д к а (грузоподъемность 150 т); 2 — опора д л я конифас-блока; 3 — автокран (грузоподъемность 16 т ) ; 4 — ж и л о й поселок; 5 — кран (грузоподъемность 60 т); 6 — д в у х т р у б н ы е секции длиной по 24 м; 7 — кран (грузоподъемность 1СЮ т); S — л е б е д к а (грузоподъемность S т); 9 — полевая автоматическая сварочная станция ПАУ-1001; 10 — с к л а д труб; // — л а б о р а т о р и я контроля сварки; 12 — установка д л я приготов-ления бетона; 13 — с к л а д горюче-смазочных материалов; 14 — электростанция; 15 — сварочный пост; 16 — роликовая опора; 13 — склад

транспортных понтонов; 18 — склад; 19 — причал

1020 мм, включающая сварочный агрегат АСДП-500, торцевой вращатель, шесть роликовых опор и сварочную головку ПТ-56. При изготовлении плетей трубопровода применялась неповорот-ная сварка межсекционных стыков вручную — электродами УОНИ 13/45.

Монтаж трубопровода на трубоукладочном судне проводится конвейерным способом на его палубе (рис. 21). Технологический процесс начинается с подачи труб с трубных стеллажей на попе-речный конвейер краном грузоподъемностью 100 т. Поперечный конвейер является начальным звеном технологической линии, рас-положенной вдоль правого борта судна. С него труба подается на

1 2 J 4 J 6 1 8 <t Э 10 В 11 12 <t

ft 15 Рис. 21. Монтажио-сварочная линия на трубоукладочном судне «Сулейман

Везиров»: / — стингер; 2 — поворотный кран; 3 — бетономешалка; 4 — кранбалки; 5 — пункт обетонн-рования стыков; 6 — монорельс; 7 — котлы д л я варки битума; 8 — н а т я ж н ы е устройства; Я — пункт изоляции стыков; 10 — п о м е щ е н и е д л я контрольных приборов; И — сварочные посты; 12 — пункт рентгеноскопии стыков труб; 13 — роликовые опоры; 14 — центровочные тележки; 15 — поперечный конвейер; 16 — с т е л л а ж и д л я труб; 17 — гусеничный кран (гру-

з о п о д ъ е м н о с т ь 100 т)

71

две центровочные тележки с вращающимися роликоопорами. Центровочные столы тележек могут перемещать трубу в верти-кальной и горизонтальной плоскостях. Когда труба становится соосной с трубопроводом, на стыке устанавливается центратор, затем производится сварка двух первых слоев. После этого стык очищается металлической щеткой .и нейлоновым шлифовальным кругом. По сигналу оператора весь трубопровод с помощью на-тяжного устройства перемещается на 12 м. По мере перемещения трубопровода на следующих трех сварочных постах происходит накладывание очередных слоев шва. На пятом посту осуществля-ется контроль качества сварного шва методом рентгеноскопии, на следующих постах — изоляция и обетонирование стыков труб.

В процессе укладки морских трубопроводов стыковые свар-ные соединения труб бывают нагружены в значительно большей степени, чем сухопутные, поэтому требования к их сварке повы-шены. Однако из-за высокой стоимости трубоукладочного судна (и по другим причинам) требуется высокая скорость изготовления трубопровода. В связи с этим для морских трубопроводов обычно применяют наиболее прогрессивные механизированные методы сборки и сварки, наряду с ручной широко используют автомати-ческую сварку.

Определенный опыт сварки морских трубопроводов, особенно на трубоукладочных судах, имеется за рубежом. К основным факторам, определяющим качество сварки поперечных швов на судах, следует отнести свариваемость металла, геометрические размеры и форму концов труб, способ сварки, качество сварных материалов, квалификацию сварщика, внешние нагрузки и воз-действия. Одни факторы зависят от качества изготовления труб на заводе, другие — от организации и технологии укладки тру-бопровода. Повышение требований к морским трубопроводам при-вело и к ограничению овальности труб до ± 0 , 5 % , уменьшению содержания углерода в сталях, улучшению структуры металла и применению добавок ниобия, ванадия и титана. При ручной свар-ке заварку шва обычно выполняют одновременно несколько свар-щиков. При сварке труб сечением 813X19 мм время одного цикла составляет 8 мин, дневная производительность 130—150 стыков. Следует отметить, что сварка труб большого диаметра требует выполнения ряда условий: применение в качестве материала труб перлитных сталей с содержанием углерода не более 0,15%, смещения стыков труб при их сборке не более чем на 2,4 мм.

При строительстве трубопроводов в Северном море для сварки неповоротных -стыков труб широко используют автоматические установки двух типов. При этом требуется тщательная подготов-ка стыков труб, особенно прилегание кромок с минимальным за-зором. Сварка проводится в среде углекислого газа проволокой, подаваемой в зону сварки четырьмя сварочными головками, дви-жущимися по окружности трубы вдоль шва. На установке «С. R. С. Crose» заварка корня осуществляется с внутренней сто-роны трубы четырьмя сварочными головками, совмещенными с

72

внутренним центратором, что позволяет одновременно проводить сварку корневого шва и выполнять горячий проход трубы снару-жи. На установке «Н. С. Price» предусматривается применение медного подкладного кольца при заварке корня шва с наружной стороны трубы. Заполняющие швы в обоих случаях выполняют с наружной стороны трубы. Сварочные дуги для уменьшения де-формации трубопровода действуют в противоположных секторах. Время сварки одного кольцевого шва трубы сечением 813X19 мм составляет 6 мин.

В нашей стране для дуговой сварки неповоротных стыкоЬ труб применяется установка «Север-1», которая работает на строи-тельстве наземных трубопроводов и может быть использована при строительстве морских трубопроводов.

Контролю подвергаются все стыки морских трубопроводов. На больших трубоукладочных судах применяют рентгеновскую аппа-ратуру полуавтоматического действия с мягким излучением, ко-торая обеспечивает 'просвечивание стщков (включая автомати-ческое проявление отснятой пленки) за 8—10 мин.

Рассмотрим характерные особенности некоторых новых спосо-бов прокладки морских трубопроводов.

Прокладка с наклонной рампы судна-трубоукладчика (рис. 22) производится с судов, оснащенных эстакадой для сборки и сварки труб в нитку (рампы) и тяговой лебедкой для натяжения нитки трубопровода при ее укладке на дно моря по J-образной кривой. Преимущество такого способа — возможность применения судов значительно меньших, чем трубоукладочные баржи, размеров, бер использования громоздких стйнгеров. С т а б и л и з а ц и я судна обеспечивается восемью якорными цепями или системой динами-ческой стабилизации. При J-образном методе натяжения нитки трубопровода необходимо снижать напряжения в трубопроводе только на нижнем изгибающемся участке, что требует применения натяжных устройств значительно меньшей, чем на баржах-трубо-укладчиках, мощности. Например, при укладке труб диаметром 50—250 мм на глубинах моря от 10 до 200 м усилие натяжения на судне не превышает 50—100 кН. Темп укладки трубопроводов с таких судов составляет 240—720 м/сут при работе с трубами длиной 12 м и может удвоиться при использовании секций труб длиной 24 м. При работе с трубами на резьбовых соединениях эти -темпы могут быть значительно увеличены.

Опыт укладки морского трубопровода диаметром 114 мм про-тяженностью 1 км на глубинах моря 100 м этим способом с при-менением резьбовых соединений труб накоплен фирмой ЭТПМ (Франция) в Бискайском заливе. Этой фирмой было использова-но буровое судно «Астрагаль».

Прокладка морских трубопроводов с бурового судна (рис. 23) производится при помощи буровой вышки и оборудования, пред-назначенного для морского бурения скважин. При укладке тру-бопроводов буровое судно с динамической стабилизацией дополни-тельно оснащается оборудованием для изготовления секций труб

73

Рис. 22. Трубоукладочное судно с наклонной рампой: 1 — трубопровод; 2 — с т е л л а ж д л я труб; 3 — наклонная рампа; 4 — кран

на палубе судна, оборудованием для соединения секций труб в непрерывную нитку трубопровода, натяжным устройством, уста-новочным башмаком под вышкой и тяговой лебедкой. Укладка трубопровода производится по J-образной кривой, при этом трубы направляются по вышке, как буровые штанги. Работы могут про-водиться при волнении до 8 баллов (по шкале Бофорта) , если при укладке трубопровода судно идет ••на, волну.

При работе с секциями труб диаметром 50—250 мм темп ук-ладки может составить 500—1500 м/сут, с секциями труб на резь-бовых соединениях —2—4 км/сут. Опытные работы проводятся с бурового судна «Пеликан» фирмой !ЭТПМ. Преимущество данного способа — возможность проведения одним судном ряда операций (бурение и обустройство подводных скважин, перемещение различ-ного подводного оборудования, укладка и соединение трубопрово-дов, кабелей и т. п.) .

Прокладка плетей трубопровода притягиванием ко дну осуще-ствляется при проведении работ по соединению двух подводных

74

скважин на глубинах моря до 1000 м. Изготовленная на берегу плеть трубопровода с понтонами (до 3 км) транспортируется (на глубине 10—15 м) двумя буксирами, расположенными в голове и хвосте плети. В районе проведения работ к концам трубопровода крепят второй комплект тросов, которые пропускают через опор-ные блоки анкерных оснований, расположенных на дне моря, и сое-диняют со второй парой буксиров. Затем отсоединяют понтоны на концах трубопровода и начинают притягивать плеть трубопровода (одновременно с обеих сторон) ко дну моря.

Когда плеть трубопровода достигает глубины, достаточной для стабилизации кривой провеса, первый комплект тросов отсоединя-ют от буксиров и крепят к паре мощных понтонов. Окончательное притягивание трубопровода ко дну производят вторым комплек-том тросов, проходящих через блоки анкерных оснований. Этими же тросами заводят концы тробопровода в соединительные устрой-ства анкерных оснований. По завершении монтажа концов трубо-провода к анкерным основаниям плеть трубопровода полностью опускают на дно, отсоединяя от нее понтоны.

Прокладка способом свободного погружения широко использу-ется при сооружении трубопроводов в прибрежных зонах (глубина до 30 м), особенно на Каспийском море. Сначала возможности этого способа были ограничены погодными условиями, волнением (не более 2—4 баллов по шкале Бофорта) и течением. В дальней-шем был предложен способ буксировки плетей трубопровода в подводном состоянии с использованием дополнительных понтонов, которые удерживали их на глубине 10—15 м от поверхности мо-ря. При таком способе транспортировки воздействие волн и по-верхностных морских течений на транспортируемый трубопровод были ограничены, а скорость буксировки возросла до 10 км/ч.

Сущность способа укладки свободным погружением заключает-ся в следующем. На берегу заготавливают плети трубопровода, которые спрессовывают, балластируют и оснащают понтонами для сохранения плавучести во время буксировки к месту укладки. За-тем плети спускают на воду различными способами: по роликовым опорам, узкоколейной дорожке с тележками и др. В отдельных случаях разрабатывают траншеи, соединенные с морем, в которые скатывают заготовленные плети, приобретшие плавучесть за счет понтонов. Если рельеф берегового участка не позволяет собирать и опускать плети в траншею, их собирают на лежнях и скатывают в воду по наклонному стапелю. Затем готовые плети длиною до 2 км буксируют к месту укладки, соединяют на плаву и опускают на грунт при небольшой отрицательной плавучести. При этом голов-ной конец плети оставляют на поверхности воды или судне для присоединения к нему следующей плети. Погружение трубопрово-да осуществляют путем залива в трубу воды со стороны берега. При этом понтоны погружаются вместе с трубами на дно. Затем их отсоединяют путем полуавтоматической отстропки или с по-мощью водолазов. В отдельных случаях трубы заполняют смесью воды и «легкого» материала (пенополистирола и др.) или жид-

75

. Рис. 24. Оснастка плети трубопровода диаметром 1020 мм и длиной 500 м: / — головное у п р я ж н о е устройство- 2 — понтон р а з г р у ж а ю щ и й ; 3 — трубопровод; 4 — канат д л я отсоединения понтонов; 5 — буй; 5— воздушный рукав для нагнетания воздуха в трубопровод; 7 — хвостовое у п р я ж н о е устройство; 8 — изоляция,: 9 — бетонное покрытие; /, // — бункерный

трос соответственно к носовому и кормовому буксирам

костью с. меньшей плотностью (например, лигроином) для сниже-ния напряжений в трубопроводе. Иногда для погружения трубо-провода производят последовательную (обычно автоматическую) отстроповку понтонов или залив воды в понтоны, которые сообща-ются друг с другом через шланг. Д л я придания трубопроводу до-полнительной плавучести используют понтоны различных кон-струкций. •

На рис. 24 показана плеть, оснащенная понтонами, головным и хвостовым упряжными устройствами, гибкими шлангами для за-лива плети водой (в случае непогоды) и выпуска воздуха из труб во время залива, а на рис. 25 — одно из механических устройств для полуавтоматической отстроповки понтонов, состоящее из ци-линдрического корпуса 3, привариваемого к днищу понтона. В нем помещен валик I с концом конусной формы и вырезом для троса-подвески 2, который крепит понтон к трубопроводу. Рукоятка 4 ва-лика в горизонтальном (закрытом) положении натянута тросом 5, идущим от предыдущего понтона. При натяжении троса 5 рукоят-ка 4 поворачивается, огон троса-подвески 2, огибающего конусный хонец валика, соскальзывает и понтон, освобождаясь от трубопро-вода, всплывает на поверхность.

Приведем примеры сооружения морских трубопроводов спосо-бом свободного погружения. При сооружении газопровода о. Жи-л о й — Шахова коса (Каспийское море) сечением 3 2 5 Х Ю мм и 219X10 мм на береговой сварочно-монтажной площадке прово-дились сборка и сварка груб в плети длиной поДООО м. Д л я спус-ка труб была разработана траншея длиной 1050 м, шириной (по

v дну) 5—6 м и глубиной 1,5 м, соединенная под прямым углом с морем. В ней могло находиться до четырех оснащенных и готовых к буксировке плетей. В прибрежной части для вывода плетей в мо-ре с последующим заглублением в грунт была разработана траншея длиной 120 м. Плети оснащались балластными чугунными грузами массой 64 кг и понтонами грузоподъемностью 380 кг. К а ж д а я плеть испытывалась водой под давлением 10 МПа, затем конце-вые заглушки срезались и торцы плетей оснащались быстросъем-ными заглушками. Плети (дли-ной 1000, 2000 м) двумя буксира-ми выводились в море (секции длиной 2000 м формировались на плаву у берегового уреза воды из плетей длиной 1000 м).

Буксир меньшей мощности удерживал плеть за кормовой ко-нец против смещений от курса, создавая в ней растягивающую силу. Плети соединялись на кра-новом судне, у борта которого на высоте 1,5 м от воды подвешива- Рис. 25. Устройство для автоматиче-

ской отстроповки понтонов

7 7

яась специальная монтажная площадка. Крановое судно устанавливалось на якорях бортом к концу ранее уложен-ной плети трубопровода. С помощью троса с кранового судна конец уложенной плети приподнимался над грунтом па не-сколько метров. Через воздушный шланг от головной заглушки с помощью компрессора плеть продувалась воздухом до всплытия участка длиной 50—60 м под действием 14 концевых понтонов. С помощью грузоподъемных стрел судна плеть укладывалась в же-лоб подвесной площадки, с нее снималась заглушка и удалялось упряжное устройство.

Передний конец прибуксированной плети судовым краном и двумя бортовыми стрелами также поднимался из воды и укла-дывался на другую сторону площадки, затем проводились цент-ровка, фиксация труб хомутами, сварка, рентгеноскопия шва и изоляция стыка труб. В процессе стыковки плетей буксир удер-живал свободный конец стыкуемой плети вдоль обвехованной трассы и выпрямлял ее. После соединения плеть освобождалась от хомутов, опускалась на воду и крановое судно переходило к концу вновь присоединенной плети. В это время с о. Жилого б трубопровод закачивалась вода и он опускался на дно вместе с понтонами. После затопления последовательно отсоединялись понтоны на концах уложенной и присоединяемой плетей, за исключением 14 понтонов в голове присоединяемой плети, остав-ленных для выполнения очередного соединения. Отсоединение понтонов проводилось вспомогательным буксиром, который на-тягивал конец троса от рычагов запорного устройства понтона и приводил в действие механизм полуавтоматической отстро-повки понтонов. Понтоны группами до 40 шт. транспортирова-лись на береговую базу для повторного использования.

Следует отметить, что в случае непогоды предпринимались экстренные меры для затопления буксируемой плети путем за-лива в головную часть ее через гибкий шланг воды от насосной установки на борту вспомогательного судна. При этом воздух из плети выходил через запорный клапан в кормовой части плети.

При проектировании пяти ниток морского перехода длиной 63 км через Байдарацкую губу газопровода п-ов Ямал — Центр сечением 1020X20 мм был разработан вариант укладки плетей трубопровода способом свободного погружения. Д л я этого на береговом участке была предусмотрена монтажно-сварочная пло-щадка для сборки и сварки плетей трубопровода из обетони-рованных труб длиной до 500 м. Сборка плетей из двухтруб-ных секций (по 24 м к а ж д а я ) , предварительно сваренных в заго-товительном отделении, проводится сразу на четырех дорожках с роликоопорами. Сварка неповоротных стыков на дорожке осуществляется с помощью автоматической сварки на четырех сварочных постах вдоль трубопровода. По мере изготовления плеть оснащается понтонами и стягивается в воду с помощью лебедок с тяговым усилием 1500 кН, оснащенных канифас-бло-

78

,4

Рис. 26,. Понтон-площадка для стыковки плетей на плаву: / — опорная балка; 2 — полиспаст ( грузоподъемность 48 т); 3 — портал; 4 — рентгеновская лаборатория; 5 — гидродомкрат горизонтального п е р е д в и ж е н и я полиспаста; в — насосная станция н пульт управления; 7 — центровочный портал с гидродомкратами; 8 — электростан-ция мощностью 200 кВт; 9— сварочное оборудование; 10 — л е б е д к а ( г р у з о п о д ъ е м н о с т ь

12 т); 11 — понтон

ком, что позволило иметь при сталкивании плети усилие, рав-ное 3000 кН. Со стороны моря к берегу должен быть прорыт канал глубиной 3 м для транспортировки плетей от берега. Производи-тельность такой площадки — до 2 км/сут.

При проектировании этого трубопровода была разработана специальная площадка для соединения плетей трубопроводов в море (рис. 26). Она представляет собой понтон (24ХЮ, 8 X 2 м) с прорезью в средней части для прохода стыкуемых труб. На площадке имеются устройства для подъема концов плетей над водой, гидравлическое устройство для центровки труб, энергетическая станция для привода механизмов и обес-печения ручной сварки стыка, якорное устройство для удержа ния площадки в заданном положении и оборудование для конт-роля сварного шва.

СУДА Д Л Я ПРОКЛАДКИ ТРУБОПРОВОДОВ

Первые суда для прокладки морских трубопроводов появи-лись в конце 40-х годов. С небольших барж в мелководных районах трубопроводы диаметром 100—200 мм, собранные на муфтах, погружались на дно без последующего заглубления. Затем появились крупные плоскодонные баржи ( 9 0 X 1 8 X 6 м) с якорной системой удержания, на которых проводились все необходимые операции, включая сварку отдельных труб в об-

79

Показатели CastorD-VI Sea Santa Fe B l u e W h a l l

Тип судна Полупо- , С бараба- Понтон гружной ном

Длина, м 14,5 163 122 202 Ширина, м 65 318,6 21 3)6

Высота борта, м 30 15 10 Осадка, м 45;,6 9.5: 5 ,5 10

Водоизмещение, т 40 000 60 000 13500 —

Глубина моря при укладке 600 300 — —

трубопровода (максимальная),, м

Скорость укладки, км/сут 1,2 , 10—20 Волнение, м 5,4 — — —

Число якорей 12 12' 4 10 Масса якоря, т 20 20 9 10 Длина троса,, м 2100 3000 50 —

Диаметр троса, мм 76 — , 1980 —

Мощность машинной уста- 2960X8' 3800X5 6x900 11 050 новки, кВт

Длина свариваемых труб, м 24 24i — ' —

Число дорожек ; 2 — —

Диаметр труб, мм 1200 1200 600 —

Стингер, м 80, 80 . — —

(жесткий) (жесткий) 7500 м Длина труб или их масса 7000 т — 7500 м —

Численность экипажа 270 339 122 231 Число сварочных постов в . 6 — —

Грузоподъемность крана, т 187X2 — 500 —

Тяга натяжных машин, кН 420X3 — — —

щую плеть, изоляцию и рентгеноскопию стыков, однако возмож-ность работы с этих б а р ж ограничивалась глубиной до 30 м. В начале 60-х годов на трубоукладочных баржах появились специальные поддерживающие рамы-понтоны для спуска тру-бопровода с борта — стингера, сначала прямолинейного (в- виде гибкой плети с равномерно распределенной плавучестью), затем жесткого криволинейного (в виде рамы, прикрепленной к корме судна) типов. Стингер, а особенно натяжное устройство для труб, появившееся позднее, позволили разрешить проблему увеличения глубины. К концу 60-х годов габаритные размеры трубоукладочных барж увеличились до 1 2 0 X 3 0 x 9 м. Они име-ли мощную 10—12-точечную якорную систему, позволявшую укладывать трубопроводы на глубинах до 150 м. Освоение неф-тяных и газовых месторождений Северного моря и других рай-онов шельфа с суровыми гидрометеорологическими условиями в начале 70-х годов привело к необходимости коренного улучше-ния мореходных качеств трубоукладочных судов для обеспече-ния их устойчивой работы. Появились суда второго поколения — мощные, плоскодонные баржи длиной 195 м (в том числе ката-

8 0


Техническая характеристика трубоукладочных судов

Vikiug Piper Semac-1 Чокто 11 Куроши II «Сулейман Везиров»

Мелкосидя-щая баржа ЕРТМ-1601

Полупо- Полупо- Полупо- Понтон Понтон Понтон Судно гружной гружной гружной

140 107 185 165 132 120 140 107 80 185 58 55: 32 — 24 16 35

33,5 28 16,5 — 7 , 2 4 15,2 20 13,7 8,7 — 7 , 2 4 10

5 0 4 0 0 29 500 21 800 24 000 12 000 2600 60 000 360 180 — 150 195 3(0—<40, 210

1,5 1,3 0 , 7 0,6; 1,4 4„5 7,5 3,5 — 1,8—2,4 1,2—1,8 4 , 5

14 12 10 . — 8 13,6

8 10 18 13 —

8 13,6 4,5 20

3300 3000 1800 — — — 2000 76 76 50 — — 62

1740.Х 6 - 1 — 1200x6 — '

16 800

24i 24 — — 12 12 24

1126 900 1076 1500- 800 1000 1520 80 40—,50' 70 — 100 15 83

(жесткий) (жесткий) 10 000 т 6000 т 7000 т 2000 т — — — 10 000 т

300 286 — 212 80 — 276 5—10 4—8, 9 — 4 3 6—12

1 3,50 8:0l0 725 100 25 1450 I 6 8 0 X 2 — ' 4 0 0 X 3 • — — — 450X2

маранного типа), суда-трубоукладчики водоизмещением 25 ООО т и, наконец, суда-трубоукладчики полупогружного типа, что позволило увеличить время работы при суровых погодных условиях и проводить работы по укладке трубопроводов на глубине моря до 180 м. Третье поколение судов, появившихся в 70-х годах (например, мощная полупогружная установка «Ви-кинг Пайпер» водоизмещением 50 ООО т, трубоукладочное само-ходное судно ЕТРМ-1600 водоизмещением 60 000 т) , позволяет прокладывать трубопроводы практически в любом районе мира при глубинах до 360 м (табл. 20). На этих судах применен ряд технических усовершенствований (сборка на двух параллельных стапелях труб длиной по 24 м, использование дополнительно к якорной системе динамической стабилизации с помощью дви-жителей, автоматическая сварка, управление процессом укладки с помощью ЭВМ) .

Трубоукладочное судно понтонного типа «Сулейман Вези-ров» (рис. 27) оборудовано следующим образом. На главной палубе имеются стеллажи для хранения 500 т труб диаметром до 800. мм. В носовой части судна установлен автоматический 4 Зак. 489 81

Рис. 27. Трубоукладочное судно «Сулейман Везиров»

поперечный конвейер для подачи труб на сварочную линию (трубы на конвейер подаются краном грузоподъемностью 100 т ) . По правому борту от носа до кормы под углом 7° к го-ризонту расположена сборочно-сварочная линия, вдоль которой осуществляется движение трубопровода по роликовым опорам. При продвижении трубопровода к стингеру проводятся сварка стыков на четырех сварочных постах, затем контроль качества шва на станции рентгеновского контроля, изоляция стыков по принятой технологии и, наконец, обетонирование стыка. Д л я приготовления бетонной смеси имеются бетономешалка, склады с песком и цементом, монорельс и загрузочные емкости-бункера. Натяжение трубопровода осуществляется тремя натяжными машинами с тягой по 180 кН каждая . Вдоль правого борта установлены шесть кран-балок грузоподъемностью 50 т каждая для проведения монтажных операций с трубопроводом и стоя-ком. На судне имеется водолазная станция с оборудованием для работы водолазов на глубинах моря до 60 м. По углам понтона в закрытых помещениях расположены восемь якорных лебедок грузоподъемностью 90 т каждая (длина тросов диамет-ром 63 мм равна 1600 м) . К а ж д а я якорная линия имеет якорь массой 13,6 т. С помощью якорной системы осуществляется пе-рестановка судна во время движения вдоль трассы, а также его удержание на линии укладки при действии волн, течения и ветра. Силовая установка судна состоит из шести дизель-генера-торов мощностью 1200 кВт каждый. Помимо этого на судне имеются помещения для команды (на 80 человек) с необходи-мыми бытовыми помещениями. В кормовой части судна уста-новлен стингер для спуска трубопровода на дно при больших глубинах моря, имеющий жесткую ферменную конструкцию и состоящий из трех секций длиной 50, 30 и 20 м, которые можно отсоединять друг от друга. В кормовой части стингер может крепиться как жестко, так и шарнирно. Он имеет переменный

8 2

радиус кривизны (от 396 м в начале судна до 283 м в конце его), что обеспечивает заданную кривизну опускаемого трубо-провода.

Судно снабжено средствами контроля за положением его в море с помощью радионавигационной системы, радаром, компа-сами, датчиками контроля за натяжением якорных канатов и нагрузкой на кормовых опорах стингера, эхолотом и другим контрольным оборудованием.

В Каспийском море с трубоукладочного судна «Сулейман Везиров» проложен трубопровод от банки Л а м до банки Ж д а -нова (протяженность 16 км, диаметр 325 мм, рабочее давление 7,4 М П а ) , предназначенный для транспортировки конденсата и газа. Условия вдоль трассы следующие: наибольшая глубина моря 29 м, скорость ветра 22 м/с (раз в 60 лет) , средняя вы-сота волн 3,2—3,7 м, наибольшая высота волны 5%-ной обес-печенности 6,7 м, рельеф дна неровный с резкими перепадами глубин, грунг — разнозернистый песок с большим количеством битой ракушки (пески подстилаются твердыми песчанистыми глинами). Трубы с толщиной стенки 18 мм имели защитное антикоррозионное покрытие (слой цинкового грунта, битумно-резиновая мастика, два слоя бризола, проклеенных между собой той же мастикой). Катодная защита осуществляется двумя ка-тодными станциями КСС-1200, установленными на конечных пунктах и питающихся от дизель-электрической станции. Сопро-тивление покрытия 350 Ом/м2 .

При укладке трубопровода на глубину до 20 м использова-лась только первая секция стингера, шарнирно прикрепленная к корме баржи, на большей глубине стингер крепился жестко в четырех точках кормы трубоукладочного судна. Вдоль трассы устанавливались сигнальные буи с интервалом в 500 м (на рас-стоянии 2 км впереди и сзади судна) . Перекладка якорей и до-ставка труб осуществлялись буксиром снабжения мощностью 5100 кВт, имеющим кормовую якорную лебедку. Соединения труб выполнялись на трубоукладочной судне с помощью ручной сварки. Трубопровод был испытан на давление 9,4 МПа, т. е. н а 1,25рРаб.

Обычно для удержания трубоукладочных судов в заданном месте и перемещения их вдоль трассы прокладываемого трубо-провода (при жестких ограничениях перемещений под действи-ем ветра, волнений и течений) служит мощная якорная система. Суда оборудуют 8—12 якорями по 10—20 т, которые крепятся на канатах диаметром 50—60 мм, используемых в качестве якорь-цепи. Натяжение якорных тросов производится лебедка-ми с усилием 1000—1500 кН и тормозным усилием до 3000 кН. Эти лебедки имеют дизельный или электрический привод, зуб-чатую передачу, скорость намотки каната 0,5 м/с. Управление лебедками осуществляется дистанционно из центрального конт-рольного помещения.

Трубоукладочное судно движется за счет одновременной ра-4* Зак. 4S9 0„

боты носовых и кормовых якорных лебедок. Обычно это движе-ние прерывистое (12 м) и соответствует длине одной приварен-ной трубы. Операция занимает 30—60 с и повторяется через каждые 10—15 мин. Перемещение якорей вдоль трассы осу-ществляют два-три буксирных судна. При этом натяжение якор-ной линии уменьшается до минимального, буксир с помощью буйрепа, присоединенного на дне к якорю, а на поверхности к плавающему бую, подрывает якорь и перемещает его вперед вдоль трассы трубопровода. Затем якорные тросы вновь натя-гиваются, и перемещение судна продолжается. Таким образом, при перекладке якорей лишь половина из" них удерживает судно от перемещений. Из-за сложности ручного управления якорной системой при перестановке якорей, особенно при воздействии ветра и волн, в настоящее время используют автоматическое управление с применением ЭВМ. Нередко применяют якорные канаты с тяжелыми цепями на дне и легкими синтетическими канатами наверху, что уменьшает смещение судна. Появились якоря новых типов, способные без риска их подрыва выдержи-вать определенные вертикальные нагрузки. Д л я уменьшения перемещения судна под действием внешних нагрузок можно применять автоматически регулируемые лебедки, которые тра-вят или навивают канат при нежелательных смещениях судна.

Д л я работы якорной системы большое значение имеет обес-печение держащей силы якорей на грунте. Удерживающую силу якоря для стальных, морских якорей можно определить по рекомендациям, приведенным в специальной литературе. Для стальных морских якорей держащую силу якорной линии можно определить по формуле

P„ = KaG, + fP'a, (25) где Рд — держащая сила; Кя — коэффициент держащей силы (для якорей Холла Кя = 2 ,4+3,75, адмиралтейских якорей /Ся = = 12+15, якорей «Пуланкер», бесштоковых повышенной держа-щей силы /(я = 5 + 6 , якорей типа «Данфорд» Кя = 7 + 9 ) ; GH — вес якоря в воде; f — коэффициент трения якорного каната о грунг (рекомендуется принимать f= 1); Р' — вес троса в воде; а — об-щая длина якорного каната на грунте.

При работе в слабых и скальных грунтах может возникнуть проблема обеспечения сцепления якоря с грунтом, которая в приб-режных районах для скальных грунтов решается путем, бурения отверстия под якорь.

Помимо якорной системы удержания в последнее время начали применять динамическую систему позиционирования. Для этого трубоукладочное судно оборудуют системой движителей, позволяю-щих быстро менять их направление и силу упора при изменении внешней нагрузки. Такими движителями могут быть обычные вин-ты, имеющие горизонтальную ось, которая поворачивается на спе-циальной рулевой колонке, или вертикально-осевые (крыльчатые) движители, обладающие высокой маневренностью. Энергию дви-

84

жители получают от судовой электростанции. Управление движи-телями осуществляется с помощью ЭВМ, а контроль за отклоне-нием от трассы — с помощью гидроакустической системы с длин-ной базисной линией, гирокомпаса и авторулевого. Следует заме-тить, что тяга движителя может достигать 140—180 Н на 1 кВт мощности. Это потребует, например, для удержания баржи разме-ром 150X30 м мощности 8—12 тыс. кВт. Динамическая система позволяет отказаться от громоздкой якорной системы и необходи-мости использования буксирных судов для перестановки якорей, повысить надежность маневрирования судна, осуществлять уклад-ку трубопровода на большей глубине.

Можно использовать комбинированную систему удержания, при которой на судне одновременно устанавливают и якоря и дви-жители, снимающие пиковые нагрузки на якорные канаты и урав-новешивающие поперечные силы, действующие на судно.

Д л я сохранения правильного движения судна-трубоукладчика вдоль трассы трубопровода необходимо точно определить его местоположение в море. Это осуществляется с помощью радио-геодезических систем (табл. 21), действие которых основывается на измерении разницы расстояния от двух или тпех источников радиосигналов. На берегу или на постоянных платформах в море с известными географическими координатами располагают две-три

Т а б л и ц а 2 Г Системы радионавигации

Система Частота,

МГц Тип Д а л ь -

ность, км Точность,

м Повторная точность,

м

Д н е в н о е измерение

Время работы

Декка Круговая 200 100—300 50—100 От отра- Непре-Навигей-

Круговая жения рывно

шен волны Декка 1,7 Круговая 200 20—100 10—30 То же То же Хи Фи гиперба-

Лоран С рическая

Лоран С 0 , 1 Гиперба- 1000 100—400 20—40 — • »

Спутни-рическая

Спутни- 150 400 — Глобаль- 40 40 — 40—90 ковая ная мин АРГО 1,7 Круговая 200—400 5—20 3 - 2 0 От отра- Непре-

жения рывно волны

Пульс 8 0 ,1 Гиперба- 200 5—100 10—30 — То же рическая

Мини 5570 — 40 3—10 3 - 1 0 — Предел Рейнд видимо-

сти Торан 2 ,5—0,16 Гиперба- 120 — — От отра- Непре-Р-10 рическая жения рывно

волны Р-100 2 ,5—0,16 То же 600 — — — —

0 2 ,5—0,16 » 1200 — — — —

85

излучающие станции с высокочастотным или низкочастотным из-лучением. Приемник, установленный на судне, регистрирует сиг-нал и определяет координату судна в море. В нашей стране к этим системам относятся системы «Координатор» и «Поиск».

Точность всех радиогеодезических систем с удалением от мес-та установки излучающей станции снижается, поэтому часто при-меняется современная система привязки объектов при помощи ис-кусственных спутников Земли, не требующих установки береговых станций и работающих в любом удалении от берега с относитель-но высокой точностью.

Д л я определения отклонения судна-трубоукладчика от трассы могут быть использованы гидроакустические системы с короткой и длинной базисными линиями. Работа гидролокатора основана на определении расстояния в сети акустических передатчиков и приемников с известной геометрией, например с треугольной базой. Д л я системы с короткой базисной линией эта сеть располагается под судном, и положение судна по отношению к сигнальному пе-редатчику, расположенному на морском дне, определяется путем измерения расстояния или выявления направления. На дне моря располагают один акустический буй с независимым питанием, а на дне судна — три-четыре приемных гидрофона. Точность данной системы 1—2% от глубины воды.

В системах длинной базисной линии используют координацион-ную сеть из трех и более импульсных буев, расположенных вдоль трассы трубопровода (лучше по обеим сторонам этой трассы) на определенном расстоянии. Стандартная частота импульсов 10 — 100 Гц, высокие частоты дают большую точность, но меньший диапазон. Импульсные приемо-передатчики обычно работают от батарей со сроком службы 3—6 мес.

Дополнительными средствами для определения местоположения судна могут служить судовая навигационная система с компасом, эхолот, визуальная обсервация по береговым (или на платформе) объектам.

Д л я работы в мелководных районах шельфа, а также на внут-ренних водных переходах (водохранилища, реки) может использо-ваться специальное трубоукладочное судно (рис. 28), разработан-ное во ВНИИСТе , отличительной особенностью которого является способность без демонтажных работ передислоцироваться из одно-го водного бассейна в другой по внутренним водным путям (напри-мер, с Азовского моря в Куйбышевское водохранилище). Ширина судна не превышает 16 м, а осадка в рабочем положении состав-ляет 1,5—2 м. Д л я улучшения мореходных свойств на судне до-полнительно на каждом борту предусмотрены понтоны, которые в рабочем положении представляют собой как бы дополнитель-ные корпуса, увеличивают ширину судна и инерцию при качке. В транспортном положении эти понтоны с помощью гидродом кратов устанавливают на основном корпусе, уменьшая его ши рину до минимальной. В кормовой части судна имеется короткий

86

Рис. 28. Трубоукладочное судно для работы в мелководных районах:

1 — устройство д л я п о д ъ е м а успокоителя качки; 2 — рентгеновское обо-рудование; 3 — устройство д л я н а т я ж е н и я (грузоподъемность 18 Т); 4 — ж и л ы е помещения; 5 — л е б е д к а ( г р у з о п о д ъ е м н о с т ь 150 т) д л я за-таскивания трубопровода; 6 — кран ( г р у з о п о д ъ е м н о с т ь 50 т); 7 — трубы; 8 — п л о щ а д к а для приготовления бетона; 9 — сварочное оборудование; 10— успокоители качки; / / — э л е к т р о с т а н ц и я мощностью 400 кВт; 12— якорные лебедки; 13 — якорный канат; 14 — роликовая опора; 15 — стингер,; 16 — т р у б о п р о в о д

Рис. 29. Полупогружное трубоукладочное судно: / — стингер- 2 — трубопровод- 3 - с и г н а л ь н а я мачта; 4 — кран; 5 - закрытая рубка д л я сварки трубопроводов; 6-вертолетная площадка; 7 — в е р х н и й корпус (рабочая п л о щ а д к а ) ; « — с т а б и л и з и р у ю щ и е колонны; Р — якорный трос; 10 — д в и ж и т е л ь (судовой винт); П — нижний

разгрузочный стингер с одной опорой на конце, а в средней ча-сти— натяжной механизм небольшой мощности.

В морях с суровыми гидрометеорологическими условиями при-меняют полупогружные трубоукладочные суда, конструкция ко-торых позволяет работать при сильных волнении, ветре и тече-нии. Одним из новых судов подобного типа является судно-тру-боукладчик «Castoro-VI» (рис. 29, табл. 19). Оно имеет понтон, колонны и верхнюю рабочую площадку. Колонны поддерживают верхнюю рабочую площадку, на которой расположены оборудо-вание для укладки труб, трубы и жилые помещения. Во время транспортировки к месту работы судно плавает с минимальным балластом в корпусе (лишь для дифферентовки). На месте рабо-ты оно принимает балласт в отсеки понтонов и погружается на заданную глубину. В рабочем положении понтоны находятся под водой, при укладке трубопроводов верхняя рабочая площадка — над водой вне зоны волнового воздействия, понтоны и нижняя часть колонн — под водой (в зоне ослабленного волнового воз-действия). Широко расставленные колонны, большая инерция подводных частей корпуса судна создают большую устойчивость при волнении. Судно способно работать при высоте волны 5,4 м, скорости ветра 25 м/с, скорости течения 1 м/с. При отстое без проведения трубоукладочных работ оно выдерживает волны вы-сотой до 24 м и скорость ветра 50 м/с. Таких высоких показате-лей не имеют трубоукладочные суда других конструкций.

Судно «Castoro-VI» помимо якорной системы удержания, со-стоящей из 12 якорей, имеет четыре гребных винта с приводом от электродвигателей мощностью 2060 кВт каждый. Винты уста-новлены по углам понтонов на поворотных рулевых насадках. Имеющаяся на судне ЭВМ позволяет управлять процессом ук-ладки труб и движителями, т. е. использовать гребные винты для динамического позиционирования в процессе укладки.

Полупогружные суда имеют стингер, одна часть которого (при-мерно половина) встроена в корпус, а другая — на шарнирах подвешена высоко на корпусе. В случае непогоды нижняя часть стингера поднимается над водой, что позволяет улучшить манев-ренность судна при его отстое. Судно «Castoro-VI» имеет цен-тральную полностью закрытую надстройку, палубную рамку для сборки и автоматической сварки труб на восьми постах. В закры-том помещении можно работать при самых неблагоприятных по-годных условиях. Помимо этого на нем расположено восемь ди-зель-электрических агрегатов мощностью по 2950 кВт, имеются акустическая система контроля за процессом укладки труб, вер-толетная площадка, водолазная станция для погружения на глу-бину до 300 м и другое современное оборудование.

Б а р ж а с барабаном (рис. 30) отличается от других судов тем, что полностью готовый к укладке (сваренный, изолированный и прошедший гидравлические испытания) трубопровод наматывает-ся на барабан, находящийся на ее палубе. В процессе свертыва-ния труба протаскивается через направляющие ролики, имеющие-

89

/ — трубопровод; 2 — выпрямляющий механизм; 3 — кран; 4 — судно; 5 — б а р а б а н

Рис. 31. Выпрямляющий механизм: 1 — п р и в о д гусеничного м е х а н и з м а ; 2— индикаторы контроля кривизны механизма; 3 — г и д р о д о м к р а т д л я п р и ж а т и я гусеницы; 4 — выпрямляющий гусеничный механизм; 5,8 — направляющий ролик; 6 — трубопровод; 7— гусеничный м е х а н и з м д л я протаскивания; 9 —

рама

ся на барабане, который приводится во вращение зубчатым ко-лесом. При развертывании натяжение в трубах создается специ-альным натяжным механизмом, выпрямление происходит при прохождении труб между направляющими роликами, размещен-ными так, чтобы труба оставалась практически прямой при вы-ходе из заднего барабана (рис. 31) . Во время этих операций труба испытывает пластические деформации от изгибных напря-жений н контактного давления, в результате чего она принимает

90

некоторую овальность. Диаметр барабана зависит от допустимой пластической деформации. Соотношение между диаметром бараба-на и диаметром трубы равно 30—40. Диаметр трубы, которая мо-жет быть намотана на барабан, зависит от толщины ее стенки и овальности.

Укладка с барабана позволяет опускать трубопровод в воду под углом, близким к прямому, что позволяет обходиться без стингера. Скорость укладки трубопровода с таких барж достига-ет 20 км/сут, что сокращает время их пребывания в море и простоев из-за непогоды.

Однако при использовании этого метода наблюдаются оваль-ность и пластические деформации труб, что исключает их обето-нирование и ограничивает диаметр. Трубы должны иметь массу, достаточную для погружения и устойчивости на грунте. В насто-ящее время диаметр укладываемых трубопроводов с судов с ба-рабаном по условию обеспечения необходимой отрицательной плавучести без пригрузов ограничен 400 мм. Необходимо отме-тить, что при изоляции трубопроводов, укладываемых данным способом, возникают определенные трудности в связи с прохо-дом через трубогибочный механизм.

ПРОТАСКИВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ПО Д Н У МОРЯ

Прокладка трубопроводов путем протаскивания их по дну мо-ря широко распространена при строительстве подводных перехо-дов магистральных трубопроводов через реки, водохранилища, озера и в системе беспричального приема танкеров в морских условиях. Впервые он был применен на Каспийском море в 1950 г. при строительстве трубопровода сечением 168X8 мм и длиной 3,4 км. Соединения труб были выполнены стыковой электрокон-тактной сваркой. При прокладке использовалось буксирное суд-но, транспортирующее отдельные плети трубопровода, соединен-ные между собой на береговой монтажно-сварочной площадке у уреза моря. Накопленный опыт был использован в 1952 г. при прокладке на Каспии второго морского трубопровода того же диаметра протяженностью 7,2 км.

В настоящее время строительство морских трубопроводов протаскиванием осуществляется двумя способами: протаскивани-ем по дну моря (аналогично строительству подводных переходов через реки) и протаскиванием в непосредственной близости от дна моря. В последнем случае применяют понтоны, оснащенные гирляндами цепей, которые не позволяют трубопроводу всплыть на поверхность моря или опуститься на грунт. Трубопровод на-ходится в состоянии нулевой плавучести и может транспортиро-ваться с помощью буксиров небольшой мощности на расстоянии 1—2 м от дна моря.

При протаскивании трубопровода по грунту морского дна не-обходимое тяговое усилие определяют по формуле

T = k T p g r p f l . • (26)

91

где k T P —коэффициент трогания с места, представляющий собой отношение коэффициента трения покоя к коэффициенту трения при скольжении ( й т р = 2 ) ; g T P — вес 1 м длины трубопровода в воде; f — коэффициент трения при скольжении; I — длина тран-спортируемой плети трубопровода.

Д л я трубопровода, покрытого сплошной деревянной футеров-кой, коэффициент трения при скольжении по дну равен 0,65 (разрушенная скала, скальные грунты), 0,55 (пески крупные и гравелистые), 0,45 (пески мелкие и супеси), 0,4 (грунты илистые и суглинистые). Д л я трубопровода с бетонным покрытием коэф-фициент трения при скольжении принимается равным 0,3.

Д л я уменьшения веса трубопровода в воде обычно использу-ют разгружающие понтоны, применение которых позволяет дово-

• дить отрицательную плавучесть трубопровода до 50—100 Н/м. Технологический процесс строительства трубопроводов вклю-

чает в себя изготовление на берегу плетей, спуск их на воду и протаскивание по дну с применением мощных лебедок или бук-сиров. Спусковая дорожка для транспортировки плетей трубо-провода к урезу воды может иметь различную конструкцию (узкоколейная рельсовая дорога с тележками, спусковой путь из отдельных роликоопор, ледовая спусковая дорожка, спусковая дорожка в виде траншеи, заполненной водой, и др.) . При этом особое внимание обращается на защиту изоляционного покры-тия от повреждений. Д л я создания необходимой тяги использу-ют лебедки, установленные на буксирах или баржах, которые удерживаются на якорях. В качестве якоря часто применяют понтон со стальной лапой, погружаемый на дно путем заполнения его отсеков водой. При выборе буксирного судна для транспор-

|| тировки трубопровода тягой его винтов можно воспользоваться приближенной зависимостью для определения тяги, считая, что

< каждые 74 кВт буксира дают 10 кН тяги. Способ протаскивания используют при сооружении трубопро-

водов к пунктам беспричального налива танкеров, прибрежным платформам или между двумя нефтедобывающими платформами в море1 Он рационалэд_..в_ случаях_, когда мощность_ тяговь1х средств^ на конечно^ точке трубопровода позволяет протяну гь его "за один прием без стыковки ни воде, . ~

В последние годы делаются усилия для разработки техноло-гии протаскивания трубопроводов на большие расстояния со стыковкой под водой в гипербарических камерах. Главной проб-лемой при этом остается проблема обеспечения необходимой точ-ности укладки и стыковки каждой новой прибуксированной пле ти трубопровода с уже лежащей на грунте.

Протаскивание трубопроводов по дну на больших глубинах применялось в Северном море. В Норвегии были изготовлены секции трубопровода, соединенные в плети длиной 2150 м. Диа -метр трубопровода составлял 934 мм, толщина стенки труб 22 мм, толщина бетонного покрытия 54 мм, плотность бетона 2,22 т/м3. Браслеты анодов устанавливались в бетонной оболоч-

92

ке. Вес 1 м труб под водой равнялся 147,5 Н. Плети трубопрово-да транспортировались по дну буксиром мощностью 16 тыс. кВт с помощью троса диаметром 75 мм. Д л я трогания с места было приложено усилие в 1500 кН от гидравлической лебедки буксира. Сопротивление трубопровода под водой при движении составляло около 800.кН. Транспортировка на расстояние 393 км длилась 40 ч при' максимальной глубине 378 м и неблагоприятных погодных условиях (высота волн доходила до 4 м) . Соединение секций было проведено в подводной стыковочной камере на глубине 150 м.

Способ протаскивания плетей трубопровода по дну по срав-нению с укладкой его с баржи имеет следующие преимущества: уменьшаются напряжения в трубопроводе, возрастает глубина прокладки, сокращаются простои из-за погодных условий.

СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ В Л Е Д О В Ы Х УСЛОВИЯХ

Шельф группы морей нашей страны находится в Арктике с исключительно суровыми климатическими и ледовыми условиями. Продолжительность ледового периода составляет 6 мес и более, а в некоторых районах целый год. Аналогичные условия харак-терны для дальневосточных морей. Опыт строительства морских трубопроводов в таких районах незначителен. Он ограничен лишь прокладкой трубопровода с о. Сахалин на материк через пролив Невельского. Данный район нельзя отнести к особо сложным районам региона. Незначителен и зарубежный опыт строитель-ства подводных трубопроводов в арктических районах Канады и США. Несмотря на публикацию в печати ряда интересных сообщений о проектах строительства морских трубопроводов в районах Канадского арктического архипелага, в настоящее вре-мя между арктическими островами построено лишь несколько экспериментальных участков трубопровода длиной в несколько километров. В заливе Кука на небольшой глубине проложено не-сколько трубопроводов небольшого диаметра от нефтедобываю-щей платформы к берегу.

Главное препятствие при строительстве трубопроводов в та-ких районах— суровые климатические и ледовые условия, от-даленность от промышленных районов и связанная с ней труд-ность доставки грузов. Особенно сложно организовать проклад-ку трубопровода в ледовых условиях. Часто это связано с крат-ковременностью межледового периода, во время которого мож-но было бы уложить трубопровод традиционными методами, с наличием подвижных льдов в течение всего сезона ледостава, препятствующих укладке трубопровода со льда, с торосистостью льда, создающей препятствия при укладке трубопровода с при-пайного льда, и т. п.

На основе отечественного опыта строительства подводных трубопроводов через реки в зимних условиях во В Н И И С Т е были разработаны методы прокладки морских трубопроводов в

93

условиях прочного припай-ного льда. Один из таких методов —укладка трубо-проводов с применением ле-дового стингера. Заранее изготовленный трубопровод вмораживают в лед (рис. 32), например путем поли-ва водой. Затем со сторо-ны погружаемого конца трубопровода одновремен-но с двух строи баровой машиной лед прорезается насквозь. Под собственной тяжестью трубопровод вме-сте с ледовым покровом под ним (ледовый стин-

гер) опускается на грунт. Ледовый стингер под трубой обладает определенной, заранее рассчитанной плавучестью и создает раз-гружающий эффект благодаря тому, что лед легче воды. Регу-лируя ширину ледового стингера, можно изменять вес трубопро-вода в воде, доводя его до минимального, что позволяет увели-/ чить глубину укладки трубопровода.

Пример 3. Рассчитаем ширину ледового стингера, необходимого для укладки трубопровода с весом в воде gTpi = 1700 Н/м3 при толщине льда t = 0,6 м с плотностью pn = 900 кг/м3. Предположим, что для обеспечения необходимой глубины укладки вес трубопровода в воде надо уменьшить до gT рг = = 200 Н/м3. Нетрудно рассчитать необходимую ширину В ледового стингера

grv 1 — £td2 1700—200 6 = _ s r p j «тр2 = = 2 , 5 м (27)

t (Рв — Рл)£ 0 ,6( 1000—900) -9 ,8 v ' при рв = 1000 кг/м3.

Другой метод укладки (рис. 33) предусматривает поэлемент-ную сборку трубопровода из отдельных труб на платформе-трубоукладчике, предназначенном для работы в ледовых усло-виях, Трубоукладчик состоит из сборочной платформы (из двух понтонов), на которой размещается трубопровод, лежащий на опорных роликах, грузовой лебедки, связанной тросом с анкер-ной сваей, и закрытого от непогоды помещения вокруг трубо-провода. За кормой платформы расположены ледорезная маши-на п поддерживающее устройство, связанные с платформой тро-совыми тягами. Поддерживающее устройство состоит из двух понтонов с полозом, соединенных между собой порталом. К центру портала подвешен полиспаст с верхним неподвижным и нижним подвижным шкивами. Шкив поддерживает подвеску с роликовыми опорами, соединенными между собой шарниром. Ледорезная машина включает в себя корпус, движущийся по льду на полозьях, и два цепных бара для разрезания льда. На корпусе машины установлен механический привод для враще-ния цепи баров, их подъема или опускания во время работы.

Рис. 32. Укладка трубопровода с помощью «ледовой подстилки»:

/ — трубопровод; 2 — прорезь во льду; 3 — л е д

94

13

ft

Рис. 33. Ледовая платформа-трубоукладчик: / — р а з г р у ж а ю щ е е устройство; 2 — тяговые тросы; 3 — роли-ковая опора; 4 — к л а д о в а я материалов; 5 — рентгеновское обо-управления,; 9 — автокран ( г р у з о п о д ъ е м н о с т ь 25 т-); 10 — тяго-вая л е б е д к а д л я передвижения трубоукладчика; / / — электро-станция мощностью 400 кВт; 12 — п л о щ а д к а д л я приготовления бетона; 13 — корпус трубоукладчика; 14 — лебедка,; 15 — двух-рудование; 6 — сварочное оборудование; 7 — тельфер; 8 — рубка баровая л е д о р е з н а я машина; 16 — лед; 17 — подвеска трубы;

18 — трубопровод

I Трубоукладчик работает следующим образом. На платфор-

ме проводится сборка отдельных труб в нитку. Трубы, передви-гаясь по роликам, последовательно (по одной) стыкуются к трубопроводу, центрируются, свариваются и контролируются. При использовании обетонированных труб проводится цзоляцин и обетонирование их стыков непосредственно на платформе. Д л я выполнения данных операций на платформе установлено все необходимое оборудование, включая трубный /центратор, сварочные машины, рентгеновское оборудование, бетономешалку и др. По мере ,наращивания трубопровода платформа передви-гается по льду вперед с помощью тяговых лебедок, подтягиваю-щих платформу тросом к анкеру. Лед прорезает двухбаровая ле-дорезная машина. По мере продвижения платформы вперед трубопровод обламывает под собой прорезанную полосу льда и проталкивает обломки в сторону, под лед.

Д л я придания трубопроводу заданной кривизны за платфор-мой тросами буксируется устройство, с помощью которого тру-бопровод поддерживается на заданной от поверхности льда высоте. Трубопровод при движении скатывается по роликовым опорам подвески, регулирование положения которой по высоте производится полиспастом.

Трассу перед трубоукладчиком очищают от торосов, а по-верхность льда выравнивают. Производительность трубоуклад-чика рассчитана на изготовление 650 м трубопровода диамет-ром 1020 мм в 1 сут с применением автоматической сварки не-поворотных стыков труб.

Рассмотренные методы укладки трубопроводов со льда ис-пытаны на моделях в ледовой лаборатории научно-исследова-тельского института Арктики и Антарктики в г. Ленинграде. Д л я этого была изготовлена модель ледового трубоукладчика в масштабе 1:50. В качестве трубопровода использовалась поли-этиленовая труба диаметром 25,4 мм, армированная для прида-ния необходимой жесткости медным стержнем диаметром 1 мм в свинцовой оболочке. Длина модели 4 м, масса 1 см трубо-провода — 8,2 г, что соответствует относительной плотности тру-бопровода 1,6.

Опыт проводился в лотке ( 4 X 2 X 1 . 5 м) при температуре окружающего воздуха 6—8°С, л ь д а — (2ч-4,5)°С, воды подо льдом 0,6 °С. Соленость воды составляла 9,5%о, льда — 2,5%о. Во вре-мя эксперимента в лотке намораживался лед толщиной 2,5— 5,5 см при глубине воды 100—140 см. Прочностные характери-стики льда: сгизг=13 Н/см2, аСж = 62 Н/см2 .

В результате проведенных экспериментов было выявлено следующее. При укладке с применением ледового стингера наи-большее опасение вызывала возможность откалывания льда от трубопровода в результате изгиба трубы во время погружения на дно. Однако вмороженный трубопровод во время погружения до самого дна оставался сцепленным с ледовым стингером. При этом лед значительно уменьшал прогиб трубопровода по срав-

96

3 b 5 G

Рис. 34. Ледовый трубоукладчик для арктических районов Канады: / — салазки; 2 — рама; 3 — ферма-направление; 4— шарнир; 5 — трубопровод; 6 — н о с о в о е направляющее устройство; 7 — л е д ; в — рама; 9 — гусеница с т е л е ж к о й ; 10 — к о л е с о - ф р е з а ;

11 — продольная балка; 12 — стингер; 13 — проушина; 14 — трос

нению с трубой без льда. Через некоторое время ледовая под-стилка под влиянием плюсовой температуры воды отсоединя-лась от трубы и всплывала на поверхность. Следовательно, рассеялось опасение, что трубопровод долгое время будет нахо-диться на дне при малой отрицательной плавучести.

При укладке с ледового трубоукладчика необходимо было выяснить взаимодействие опускаемого трубопровода со льдом в майне. Выяснилось, что лед почти любой толщины без всяких поперечных надрезов беспрепятственно обламывается трубопро-водом (участками до 15 м в натуре). Разломанные куски льда частично запасовываются под лед (в сторону от майны), ча-стично всплывают в майне после укладки трубопровода. Это явление благоприятствует укладке труб.

В Канаде разработан трубоукладчик (рис. 34) для укладки со льда предварительно изготовленной нитки трубопровода. Он состоит из рамы с полозом, который двигается по льду. На раме смонтирована ферма-направление, которая может повора-чиваться на шарнире в вертикальной плоскости. В носовой ча-сти имеется неподвижный направляющий желоб, в кормовой ча-сти на тросах за проушины подвешен стингер. К раме прикреп-лена продольная балка с вмонтированным в нее колесом-фрезой для разрушения льда. В средней части рама трубоукладчика поддерживается гусеничной тележкой.

Устройство работает следующим образом. Смонтированный и испытанный на льду трубопровод последовательно пропуска-ется через направляющий желоб, ферму-направление и бтингер. При продвижении трубоукладчика вперед, например за счет натяжения троса, связанного с анкером во, льду, трубопровод проходит по всем направляющим с заданным радиусом изгиба. Для изменения кривизны трубопровода, например при измене-нии глубины укладки, необходима замена стингера и фермы-направления. Лед прорезается колесом-фрезой. Трубоукладчиком такой конструкции можно укладывать только готовый (полностью собранный и сваренный на льду) трубопровод. Однако сборка и

97

Рис. 35. Схема протаскивания подводного трубопровода между островами арк-тических районов Канады:

1 — трубопровод; 2 — подводный струг; 3 — погруженный трос; 4 — траншея; 5 — тяговые салазки; 6 — тяговые тросы; 7— тракторы с тяговыми л е б е д к а м и ; в — а н к е р н ы е столбы;

9 — траншеекопатель; 10 — бульдозер , выравнивающий отвалы раздробленного льда

сварка трубопровода непосредственно на льду в ряде случаев за-труднена, например в арктических условиях.

Д л я островов арктических районов Канады (рис. 35) разра-ботан способ протаскивания по дну трубопроводов с использо-ванием припайного льда в качестве опоры для тяговых механиз-мов, которые устанавливают прямо на льду. Протаскивание тру-бопровода осуществляют в проливе между островами следую-щим образом. Оголовок трубопровода, смонтированного на бере-гу, соединяют стальным тросом с тяговыми салазками, установ-ленными на лед пролива. Салазки буксируют тросами по льду с помощью двух тракторных лебедок, закрепленных к анкерным столбам, вмороженным в лед на расстоянии 1700 м от салазок. С помощью многочерпакового канавокопателя во льду впереди салазок прорезается майна, через которую проходит тяговый трос в воду к оголовку трубопровода. Впереди движущегося по дну трубопровода установлен специальный подводный струг, разрабатывающий траншею, в которую опускается протягивае-мый трубопровод.

98

После протаскивания на определенную длину захваты тяго-вых лебедок переставляют на новые анкерные столбы. В этот момент натяжение салазок обеспечивается тракторной лебедкой за счет массы самого трактора. По мере увеличения глубины моря погруженный трос наращивается.

Исследования, проведенные в Канаде, показали, что лед можно искусственно утолщать со скоростью 25 мм/ч путем по-лива его морской водой вдоль строительно-монтажной полосы с одновременным заполнением ледовой спайкой всех трещин. При этом лед может выдержать значительные вертикальные на-грузки от находящейся на нем техники. Особенно большие на-грузки он выдерживает в горизонтальном направлении, что обеспечивает протаскивание трубопроводов по дну моря.

Одним из трубопроводов, проложенных в зимних условиях со льда в море, является нефтепровод сечением 426X11 мм через пролив Невельского с о. Сахалина на материк на глуби-нах до 23 м. Построенный трестом Союзподводгазстрой трубо-провод имеет протяженность 9 км. Примечательно, что укладка части трубопровода в относительно мелководной зоне моря про-водилась в зимний период со льда. Так как припайный лед в проливе обычно достигает толщины 0,6—1 м, при операциях по укладке использовались различные грузоподъемные машины (рис. 36).

Плети трубопровода длиной 350—700 м изготавливали на берегу, покрывали футеровкой и оснащали чугунными пригру-зами. Затем их буксировали по льду, раскладывали вдоль трас-сы и сваривали между собой в нитку длиной 2500 м. Каждый участок трубопровода длиной по 300 м оснащали грузоподъем-ными понтонами (7 шт. по 1,5 т ) . Рядом с трубопроводом ле-дорезной машиной во льду прорезалась майна шириной 1,5 м и длиной 300 м, в которую с помощью лебедок затаскивался тру-бопровод, плавающий на поверхности майны. Затем путем за-лива воды в головной участок плети проводилось последова-тельное затопление трубопровода. После опускания трубопровода на грунт понтоны отсоединяли от трубопровода и поднимали со дна моря. Процесс укладки продолжался. Трубопровод опускал-ся на дно в траншею, открытую земснарядом до ледостава.

Рис. 36. Укладка трубопровода со льда в проливе Невельского: 1 — лед; 2— трос д л я отстропки р а з г р у з ж а ю щ и х понтонов; 3 — майна во льду; 4— разгру-ж а ю щ и й понтон; 5 — дно пролива; 6 — п о л о ж е н и е трубопровода после у к л а д к и очередной

секции; 7 — трубопровод

99

В разработанной ВНИИСТом технологии строительства пе-рехода через Байдарацкую губу газопровода п-ов Ямал — Центр укладка большого участка трубопровода производится с припай-ного льда. Общая длина морской части трубопровода от о. Лит-ке на восточном берегу губы до пос. Яры на западном берегу составляет 67 км (из них 18 км с устойчивым припайным льдом у берегов). Примерно раз в 5 лет губа целиком промерзает. Время существования ледового покрова с толщиной 0,6—1,2 м составляет примерно 5—6 мес. Через губу прокладывается пять ниток трубопровода из обетонированных труб сечением 1020X20 мм, укладываемых различными способами в двух раз-нохарактерных зонах. В береговой зоне и на прибрежном уча-стке траншею для заглубления труб разрабатывают с ледового покрова роторными и одночерпаковыми экскаваторами на глу-бину до 2 м. Сваренный и испытанный на бровке траншеи тру-бопровод укладывают в траншею с помощью трубоукладчиков. В целом процесс не отличается от принятого для сухопутных трубопроводов. На участке, где глубина превышает 2—3 м, при укладке используют ледовый стингер или ледовый трубоуклад-чик. В район строительства трубы доставляют по льду вдоль трассы трубопровода с помощью саней-трубовозов с тягой по льду трактором, а расчистку трассы от торосов осуществляют 'бульдозером и горизонтально-фрезерными агрегатами. ;Подвод-ные траншеи для заглубления трубопроводов на этом участке отрывают заранее (до ледостава) по чистой воде с помощью земснарядов. Засыпка проводится путем естественного замыва придонным грунтом.

ПОДВОДНАЯ СВАРКА ТРУБОПРОВОДОВ

При строительстве морских трубопроводов в ряде случаев возникает потребность применения подводной сварки и резки. Опыт строительства морских трубопроводов протяженностью 100 км и более показал, что их прокладку наиболее рациональ-но проводить с использованием двух трубоукладочных барж, одна из которых укладывает трубопровод от морского место-рождения, а другая движется к ней навстречу от берега. В ме-сте встречи трубоукладочных барж в открытом море связующий стык сваривают под водой.

Подводная сварка — основная операция при соединении пле-тей трубопровода, прокладываемого способом протаскивания по дну. Применение подводной сварки наиболее перспективно при транспортировке трубопровода в непосредственной близости от дна с использованием понтонов, оснащенных гирляндами цепей. Такое состояние трубопровода значительно облегчает проведе-ние монтажных работ под водой при стыковке концов плетей трубопровода под сварку. Этот способ сооружения морских трубопроводов уже в ближайшие годы должен найти самое ши-рокое применение для соединения между собой нефтяных и га-зовых скважин с подводным устьевым оборудованием. Подвод-

1 0 0

Рис. 37. Классификация способов подводной сварки трубопроводов

ную сварку и резку применяют т а к ж е при монтаже стояков тру бопровода, установке протекторов для защиты трубопровода от коррозии и т. д.

При проведении подводных сварочных работ основную слож-ность представляет процесс стыковки концов плетей трубопрово-да. В этом случае применяют подъемники для предварительного выравнивания концов трубопровода и центровочные устройст-ва, производящие все операции по стыковке и сварке плетей трубопровода. Данное оборудование транспортируют к месту проведения сварочных работ на специальных баржах, с которых осуществляют их спуск и подъем, а также контроль за ходом всех подводных операций.

На рис. 37 показана предложенная М. А. Камышевым клас-сификация способов подводной сварки, получивших распростра--нение в мировой практике. Широкое применение «мокрого» спо-соба подводной сварки объясняется простотой и сравнительно невысокой стоимостью проводимых подводных работ. В откры-той воде с успехом могут свариваться трубы из углеродистых и целого ряда низколегированных сталей, которые не требуют при сварке предварительного подогрева.

В ближайшие годы «мокрая» сварка, по-видимому, получит преимущественное применение при строительстве морских трубо-проводов в нашей стране. Следует отметить, что этот способ под-водной сварки исключительно эффективен при проведении ре-монтно-восстановительных работ, следовательно, использование подводной сварки в открытой воде будет увеличиваться по мере возрастания объемов строительства подводных трубопроводов.

1 0 1

Как показывает практика, наиболее рациональный и эффек-тивный способ подводной сварки морских трубопроводов — полу-автоматическая сварка порошковой проволокой, разработанный Институтом электросварки им. Е. О. Патона.

Процесс ведут на постоянном токе обратной полярности с высокой плотностью тока. Дуга зажигается прикосновением тор-ца электрода к изделию. Проволока по мере оплавления автома-тически подается в зону сварки. Включение сварочного тока и подачу проволоки производят нажатием рычага на головке полу-автомата. Производительность полуавтоматической сварки под водой в несколько раз выше, чем при ручной подводной сварке.

Порошковая проволока представляет собой непрерывный электрод трубчатой конструкции с порошкообразным наполните-лем-сердечником. Назначение различных составляющих сердеч-ника идентично назначению электродных покрытий — защита расплавленного металла от вредного влияния газовой фазы пу-зыря, раскисление, легирование металла, связывание азота в стойкие нитриды, стабилизация дугового разряда и др. Состав-ляющие сердечника должны удовлетворять и общепринятым требованиям, предъявляемым к сварочным материалам: обеспе-чивать хорошее формирование швов, легкую отделяемость шлако-вой корки, провар основного металла и т. д.

Д л я сварки в открытой воде используют порошковые прово-локи без дополнительной защиты зоны сварки, так называемые самозащитные проволоки (рис. 38). Входящие в состав сердеч-ника материалы при нагреве и расплавлении в дуге создают не-обходимую шлаковую и газовую защиту расплавленного метал-ла. Сварку порошковой проволокой под водой осуществляют во всех пространственных положениях.

Электрическая дуга возбуждается между металлической обо-лочкой порошковой проволо-ки и основным металлом. Оболочка и сердечник про-волоки плавятся за счет тепла, выделяемого в дуге. Расплавившийся металл обо-лочки и сердечника образует на торце проволоки капли, которые, увеличиваясь, пере-носятся в сварочную ванну. При расплавлении минералов, руд и химикатов порошкооб-разного наполнителя образует-ся шлак, покрывающий тонким слоем капли и сварочную ван-ну. Дуга горит между каплей, оболочкой и сварочной ванной. При разложении карбонатов и органических материалов сер-

Рис. 38. Процесс сварки порошковой самозащитной проволокой:

1 — газы, выделяющиеся при плавлении сердечника порошковой проволоки; 2 — столб дуги; 3 — парогазовый пузырь; 4 —

шлаковая корка; 5 — сварной шов

102

Рис . 39. П о л у а в т о м а т « Н е п т у н » д л я п о д в о д н о й с в а р к и в о т к р ы т о й в о д е : 1 — пульт управления; 2 — контейнер с механизмом подачи проволоки; 3 — электрододержа-

тель

дечника выделяются газы, которые защищают расплавленный ме-талл. Проволока по мере оплавления автоматически подается в зону сварки. При удалении дуги жидкий металл сварочной ванны кристаллизуется, образуя сварной шов, покрытый слоем затвердев-шего шлака. Сварку порошковой проволокой выполняют полу-автоматами типа «Нептун» (рис. 39). Источником питания дуги является источник с жесткой внешней характеристикой (выпря-митель ВС-600, сварочный генератор ПСГ-500 и др. ) .

Полуавтомат «Нептун» состоит из пульта управления, погру-жаемого в воду контейнера с механизмом подачи, блоком управ-ления давлением, кассеты для электродной проволоки и держа-теля со шлангом. Вся пускорегулирующая аппаратура смонти-рована на пульте управления. Источник питания дуги и пульт управления соединяются с рабочим контейнером проводом управ-ления и сварочным кабелем. Полуавтомат комплектуется держа-телем молоткового типа. Электродная проволока подается по специальному шлангу, а сварочный ток — по отдельному токо-проводу. Скорость подачи проволоки изменяется плавным регу-лированием частоты вращения электродвигателя постоянного то-ка, размещенного в герметичном корпусе, полость которого сое-динена с блоком управления давлением. В кассете находится порошковая проволока, количество которой позволяет произво-дить сварку на средних скоростях в течение 50—60 мин непре-рывно.

Исследования [13] показали, что полуавтоматическая сварка порошковой проволокой диаметром 1,6 мм марки ППС-АН1 в открытой воде позволяет получать на малоуглеродистых сталях сварные соединения достаточно высокого качества. Механические свойства сварных соединений труб из стали 20 следующие: вре-

103

менное сопротивление разрыву 450—470 Н/мм2 , относительное удлинение 19%, ударная вязкость 90—100 Дж/см 2 , угол загиба 120—180°.

Подводная полуавтоматическая сварка порошковой проволо-кой была успешно применена при ремонте подводных трубопро-водов на Каспийском море, а также подводных переходов ма-гистральных трубопроводов через реки Волга, Днепр, Вычегда, Казанка и др. Экономический эффект от применения этого спо-соба сварки только на одном объекте (ремонт двух подводных трубопроводов сечением 1220X12 мм, проложенных через р. Вол-гу) составил 1,5 млн. руб.

В настоящее время на базе полуавтомата «Нептун» создан полуавтомат типа А-1660 для подводной сварки, выпускаемый серийно.

Подводная резка трубопроводов в открытой воде проводится теми же полуавтоматами, что и для подводной сварки, с приме-нением порошковой проволоки ППС-АН1 и приставки для пода-чи кислорода в зону горения электрической дуги или с использо-ванием порошковой проволоки, специально предназначенной для резки металла под водой.

«Сухой» способ подводной сварки требует ограждения места сварки от окружающей воды. Это объясняется необходимостью проведения вслед за сваркой контроля качества сварного сое-динения, его антикоррозионной изоляции и в ряде случаев испы-тания. Наиболее широкое применение в зарубежной практике строительства морских трубопроводов получила гипербарическая сварка, которая позволяет соединять трубы на глубине до 160 м. Другие способы «сухой» подводной сварки с применением за-щитных кожухов и передвижных кессонов нашли ограниченное применение в основном на небольших глубинах при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Рассмотрим подводную сварку с использованием центровоч-ной рамы и камеры для гипербарической сварки. Центровочная рама — это трубчатая конструкция, в центре которой располо-жено квадратное окно для установки сварочной камеры, пред-ставляющей собой трехметровый куб, оборудованный всем необ-ходимым для сварки труб, нанесения защитного покрытия на месте сварки и проведения рентгеноскопии швов.

Подводное соединение плетей трубопровода осуществляется следующим образом. Водолазы на концах соединяемых трубо-проводов закрепляют направляющие тросы, что необходимо для точной установки центровочной рамы в месте соединения труб. Затем опускают центровочную раму. С помощью гидравлических захватов, установленных на раме, водолазы приподнимают и центруют концы труб. Система подъема и центровки состоит из специальных клапанов, расположение которых на раме позволяет водолазам контролировать процесс центровки визуально. Поми-мо этого процесс центровки труб контролируется на барже, на модели, имитирующей положение труб под водой.

104

После завершения центровки опускают сварочную камеру и крепят ее на раме таким образом, чтобы свариваемые концы труб располагались внутри камеры. Концы труб заглушают на-дувными резиновыми подушками, а места входа труб в свароч-ную камеру изолируют по окружности самоуплотняющимися каучуковыми прокладками для предотвращения попадания воды в камеру. Сварочную камеру осушают сжатым воздухом, затем на нее опускают и крепят водолазный колокол, обеспечивающий «сухой» переход в камеру бригады сварщиков. После этого пред-варительно подогревают и сваривают трубы, осуществляют конт-роль качества сварного шва и его изоляцию. После завершения ра-бот сварщики возвращаются в водолазный колокол, в котором под-нимаются на поверхность. В барокамерах палубного водолазно-го комплекса они подвергаются декомпрессии. Центральную раму и сварочную камеру поднимают на баржу и устанавливают на ее борту.

Система гипербарической сварки позволяет работать свар-щикам без водолазных костюмов или дыхательных аппаратов при температуре 30°С и давлении, равном давлению воды снару-жи сварочной камеры. Газовая среда в камере (обычно гелиево-кислородная смесь) постоянно очищается и контролируется с судна, обеспечивающего проведение работ.

В гипербарических камерах лучшие результаты по механи-ческим свойствам сварных соединений труб получены при ис-пользовании полуавтоматической сварки плавящимся электродом в защитной среде гелия. Однако следует отметить, что при этом способе сварки необходимо предварительно подогревать стыки труб до 100—150°С д а ж е для сталей, не требующих подогрева при сварке в воздухе (например марок Х-60 и Х-65). Это вызва-но тем, что теплопроводность гелия в шесть раз выше теплопро-водности воздуха.

Применяемое в настоящее время оборудование для гиперба-рической сварки предназначено для соединения трубопроводов диаметром 600—1000 мм.

СТРОИТЕЛЬСТВО П О Д В О Д Н Ы Х ТРУБОПРОВОДОВ ТУННЕЛЬНЫМ СПОСОБОМ

При строительстве сухопутных трубопроводов давно исполь-зуется способ прокладки трубопроводов в туннелях под желез-ными дорогами, промышленными сооружениями и другими воз-вышающимися на местности объектами. В основе этого способа лежит метод продавливания горизонтальной скважины с по-мощью пробойника, приводимого в действие домкратным меха-низмом, и последующей прокладки в образовавшемся туннеле трубопровода. Однако этим способом можно прокладывать лишь небольшие по длине участки строго горизонтального направле-ния.

При сооружении трубопроводов через водные преграды стал применяться способ направленного бурения туннелей больших протяженности и диаметра с последующей прокладкой в них

105

подземных трубопроводов. Так, американская фирма «Титан Контрактор» имеет оборудование для проходки туннелей диа-метром до 1000 мм и длиной до 1 км. В нашей стране ведется разработка аналогичного оборудования для туннелей диаметром до 1400 мм и длиной до 1,2 км. Данный способ основан на дости-жениях наклонного бурения в нефтегазовой промышленности и может быть использован при сооружении морских трубопроводов, переходов трубопроводов через реки и т. д.

Д л я проходки туннелей (рис. 40) используют мощный буро-вой станок со специальной наклонной рампой (вышкой), которая придает трубам необходимый наклон при входе в разрабатывае-мый туннель. В качестве бурильно-обсадной трубы используют укладываемый трубопровод, на головном конце которого установ-лена режущая головка. Кривизна туннеля создается гнутьем труб самого трубопровода с постоянным радиусом кривизны.

При бурении туннеля буровой раствор подается в забойную зону с помощью бурового насоса. Через гидромотор он приводит в движение режущую головку и по затрубному пространству (между туннелем и трубопроводом) возвращается к устью сква-жины. Буровой раствор под давлением проникает в стенки тун-неля, укрепляет их и создает эффект смазки между трубой и стенкой, что снижает трение. Одновременно с раствором к устью скважины выносится выбуренная порода, где она очищается от шлака и вновь подается в забой.

Сборка трубопровода ведется последовательно приваркой на рампе одной 12-метровой трубы. После сварки, контроля шва и изоляции стыка туннель разбуривается на один шаг работы ме-ханизмов рампы с одновременным протаскиванием трубопровода с помощью домкратов на длину 12 м. Этот процесс повторяется до тех пор, пока головная забойная труба не выйдет на противо-положном берегу реки. Контроль за направлением бурения тун-неля осуществляют приборы: в горизонтальной плоскости азимут определяют с помощью гироскопа, в вертикальной — с помощью инклинометра, связанного с сельсин-датчиком в трубе и сельсин-приемником на пульте управления бурильщика. Дополнительный периодический контроль осуществляют путем запуска в трубу самоходного кривизномера с самопишущей лентой, позволяюще-го определять кривую линию трубопровода и характер отклоне-ния ее от расчетной. Путем небольшого изменения кривизны забойной трубы по вертикали или горизонтали с помощью спе-циального устройства можно скорректировать профиль туннеля, приблизив его к расчетному.

Д л я бурового станка использовано основное оборудование от установки БУ-125, выпускаемой отечественной промышленностью. Разрабатывается наклонная рампа для сборки трубопровода с гидравлическим домкратом для его проталкивания через туннель под заданным углом, изменяемым рампой в зависимости от за-данной кривизны туннеля. Забойная труба оснащена режущей головкой с приводом от гидромотора, который связан нагнета-

106

Рис. 40. Агрегат для проходки туннелей: а — с х е м а прокладки трубопровода; б — з а б о й н а я труба; в — хвостовик; г — наклонная в и ш к а ; д — п л а н р а с п о л о ж е н и я о б о р у д о в а н и я ; 1 — опорное кольцо; 2 — бур; 3 — з а б о й н а я труба; 4 — приборы контроля; 5 — устройство д л я изменения кривизны; 6 — труба; 7 — кабель от при-

^ боров контроля; 8 — напорный трубопровод; 9 — гидромотор; 10 — вал; / / — хвостовик; /2 — д о м к р а т ; 13 — т е л е ж к а ; 14 — вьюшка с кабелем; О IS — наклонная рама; 16 — электростанция; 17 — агкерьая с зая; 18 — и'ламовый насос; 19 — дизель-привод; 20 — вибросито; 21 — химреагенты' -1 22 — гидроциклон; 23 — емкость д л я глинового порошка; 24 — емкость д л я бурового раствора; 25 — глиномешалка; 26 — буровой насос

тельным разборным (на муфтах) трубопроводом с хвостовиком трубопровода и буровым насосом, подающим рабочую жидкость под высоким давлением.

В забойной трубе установлен блок контроля проходки тун-неля, связанный кабелем через трубопровод с пультом управле-ния бурильщика. Д л я изменения кривизны забойная труба раз-делена на две части, соединенные между собой герметичным шаровым соединением. Положение каждой части забойной трубы в двух плоскостях устанавливается гидродомкратом, размещен-ным в плоскости разъема труб.

Трубопровод снабжен съемным хвостовиком-трубой, с одной стороны соединенной с трубопроводом, который она проталки-вает в туннеле, с другой стороны — с домкратом большой грузо-подъемности, который создает осевое давление на трубопровод. Над хвостовиком установлена кабина бурильщика с пультом управления и контроля.

Трубопровод, проталкиваемый через туннель, имеет сварной защитный кожух из тонколистовой стали, предохраняющий изо-ляцию от повреждения при проталкивании трубопровода через туннель.

Техническая характеристика оборудования

Диаметр, мм: туннеля . . . . . . . . . Д о 1500 трубопровода . . . . . . . . . . . Д о 1420

Длина туннеля (для труб диаметром 1020 мм), м . До 1200 Скорость проходки, м/сут . . . . . . . . . 18—50 Грузоподъемность рампы (вышки), т . . . . . . . . . . . 600 Мощность дизель-привода, кВт 220 (2 шт.) Мощность электростанции, кВт . . . . 200 Общая масса бурового оборудования, т . . . . 140

Глава 5 ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ТРУБОУКЛАДОЧНОГО СУДНА

ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ВНЕШНЕЙ НАГРУЗКИ

Характер внешних сил, воздействующих на трубоукладочное судно (ТС), не отличается от аналогичных сил, воздействующих на любое свободно плавающее в морских условиях тело. Анало-гично и смещение ТС от трассы, а т а к ж е возникновение его ко-лебаний: бортовых, вертикальных, горизонтальных и продольных (кидевая качка) под воздействием ветра, волн и течения. Наи-более сложно определение указанных перемещений, если ТС имеет якорную систему удержания, при которой возникают допол-нительные связи. Необходимость решения вопросов о перемеще-ниях всесторонне заякоренного плавающего твердого тела воз-никла сравнительно недавно.

СМЕЩЕНИЕ ТС ОТ ТРАССЫ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ СИЛ ОДНОГО НАПРАВЛЕНИЯ

Перемещения ТС под воздействием сил одного направления могут происходить под влиянием ветра, течения и волн. Если якор-ный канат симметрично заякоренного судна л е ж и т на дне водое-ма свободно (рис. 41) , на основании теории цепной линии мож-но получить следующие зависимости [15] для определения сме-щения ТС:

для каната наветренного борта

' ch = 1 ;

6 cos ср = (х2 cos J i l l U L _ Xl) _ fa2 sh A- - fll sh ; \ } \ a2 /

( а ) и горизонтальной (б ) плоскостях: 1,2— п о л о ж е н и е каната соответственно до и после п е р е м е щ е н и я ТС; Дi , Ai — положение точки крепления каната на борту ТС соответственно до н после его перемещения; В,, Б? — п о л о ж е н и е точки касания каната на морском д н е соответственно до и после его переме-

щения

109

для канатов подветренного борта

ch - Z l = 1 + Ж. ; а2 а3

(29) б cos ср =. (х1 — х3 cos ф s i n ф ) — (fli sh — а3 sh ) ,

\ Х3 J \ аг а3 J

где a\ — H\lq, a2=H2lq, a3 = Hs/q — параметры цепной линии; Hi — начальное натяжение каната или горизонтальная реакция канатов до смещения ТС; Н2, Яз — натяжение каната соответст-венно наветренного и подветренного бортов после смещения; q — приведенный вес единицы длины каната в воде; Х\ — гори-зонтальная проекция каната до смещения; х2, Хз — горизонталь-ные провисы наветренного и подветренного бортов судна; у\ — вертикальная проекция свободного провиса каната (глубина моря) .

Систему уравнений (29) решаем в такой последовательности. Сначала по уравнению цепной линии у\ = а^с.h — находим Х\.

ai Затем, задавая определенное значение смещению судна б, из системы уравнений (28) путем подбора находим а2, а из систе-мы уравнений (29) — а3. Разность q = a2—ай представляет собой суммарное значение горизонтальных реакций якорных канатов Н 2 —H%=Q, т. е. практически то внешнее усилие, которое необхо-димо для того, чтобы переместить судно на расстояние б. Зада-вая последовательно нарастающее значение б, можно получить зависимость б —f{Q)=f(H2—Я3), т. е. зависимость перемещения от внешних горизонтальных сил.

Показанная на рис. 42 зависимость б = f(Q) может быть ис-пользована для определения статического смещения судна при любой внешней силе QBH. Д л я этого на оси ординат откладываем значение QBh- Пересечение линии QBH — Ь, параллельной оси ор-динат, с кривой б (Q) в точке Q д а с т значение 6i на оси абсцисс статического смещения судна. При динамическом приложении си-лы QBH ТС под действием сил инерции пройдет точку равновес-ного положения 6j и отклонится на значение б2- При этом рабо-

та внешней силы QBn на участке движения от 0 до б) будет равна работе этой же силы на участке от 6i до б2 (точку 62 надо подоб-рать таким образом, чтобы пло-щадь фигуры OOyQBU = Fi была равна площади фигуры 0\02Ь = = F3).

При вертикальном изменении положения бортов судна (рис.43), вызванного различными видами качки, зависимость, например между дополнительным восста-

Q Ог

<?6н Ш о <?6н

4 $2 о

Рис. 42. Определение смещения ТС с помощью графика б ( Q )

НО

Рис. 43'. Действие восстанавливаю- Рис. 44. График б (Q) и аппроксими-щих сил при кренах ТС рующей функции 2,3x+0,018x 3 ( I )

навливающим моментом от якорной системы Мв и углом крена судна можно определить по следующей приближенной зависимости Г15]: Ив = -j ©) + -j (V2~\/2)-с (V2 + V3) ©,

где В — горизонтальное расстояние между точками крепления канатов на судне (ширина судна) ; d — р а с с т о я н и е от центра приложения равнодействующих внешних сил до палубы судна; с — вертикальное расстояние от ватерлинии до точки крепления каната; Уэ — вертикальная составляющая натяжения каната подветренного борта.

Любое изменение восстанавливающих сил f ( H \ — Я 3 ) или Мв при перемещении судна можно с достаточной точностью аппрок-симировать с помощью аналитической функции вида с\Х:' или Р,г—х + с \л \ где ,[3 и С\ — постоянные пропорциональности функ-ций, что зависит от характера кривой. На рис. 44 приведен один из графиков зависимости Q(8) и аппроксимирующей функции 2,3jc-)-0,01 8л:3. Погрешность приближения (по работе сил) состав-ляет около 7%. Аналитические зависимости реакций якорных канатов удобны для расчетов качки ТС,

БОРТОВЫЕ КОЛЕБАНИЯ ТС НА ВОЛНЕ

Колебания всесторонне заякоренного судна подробно иссле-дованы в работе [15] при следующих основных допущениях:

при бортовой качке судно расположено лагом к волне, при килевой качке — вразрез волне;

на судно действует правильное синусоидальное волнение; колебания судна установившиеся, параметры качки не зависят

от времени, частота колебаний равна частоте волны; главная продольная ось инерции судна горизонтальна (кач-

ка не сопровождается «рысканьем»); момент инерции присоединенной массы воды пропорционален

угловому ускорению судна на волне, момент сил сопротивле-н и я — ф у н к ц и я относительной угловой скорости (аналогично для присоединенной массы поступательных колебаний корабля) ;

1

собственные упругие колебания канатов не учитываются; судно имеет ограниченные (малые) амплитуды колебаний; колебания происходят в пределах прямостенности бортов. В левую часть уравнений колебаний свободно стоящего лагом

к волне судна [15] необходимо включить дополнительные вос-станавливающие силы от якорных канатов, в правую — величины постоянно действующих внешних сил. В этом случае получим следующую систему дифференциальных уравнений качки ТС на волне в координатах п, А,

(Д/g + Ы Г]" + Л22 ц" f (n) + f (гь в ) + / (Г), а = = Рог + Рг sin (at — а ) ]

(Д/g + Ы I" + KsV + P S С + /(£) + / (S, Л) + f (Е, =

= Р в sin ( a t — Р); (30) (А + м 0 " + ^44 в ' + Д h © + f (0) + f (0, Г|) + / (0, £ ) '=

= Роб + Рб sin (at — у), где Д1ё — масса судна; Д — водоизмещение судна; ц22, м-гз— при-соединенная масса воды соответственно при горизонтальных и вертикальных колебаниях; р,44 — присоединенный момент инер-ции воды при бортовой качке; К22, Язз> ^44 — коэффициенты со-противления соответственно при горизонтальной, вертикальной и бортовой качке; n, К> — горизонтальное и вертикальное смещение судна; 0 — угол бортовой качки; Рог, Р0б — постоянные состав-ляющие возмущающих сил; Рг, Рв, Ра — переменные составляю-щие возмущающих сил; р— плотность морской воды; 5 — пло-щадь ватерлинии судна; 4 — время; а, р, у— фазовый угол; h — метацентрическая высота; о — частота волны.

В этих уравнениях функции f(©, tj, £) в общем случае являют-ся нелинейными величинами. Получается система трех нелиней-ных дифференциальных уравнений, которые не могут быть реше-ны в конечном виде. Исследование нелинейных колебаний ТС на волне основывается на способе гармонической линеаризации функций и методе последовательных приближений при решении системы уравнений (30). Используя способ последовательных приближений, из двух первых уравнений системы (30) первона-чально путем совместного решения находим -ц и При этом по-лагаем, что f(r], © ) = i f ( £ , 0 ) = О , т. е. не учитываем влияния уг-ла крена © на остальные параметры качки, а также нелинейные части восстанавливающих сил в функциях f(т]), / (£) и f ( t | , £), /(£, >1), принимаем эти функции линейными: ,^(г|)=ат1, f ( Q = S t ; f(V> i)—t>i£'> ?(£> ti) =fl ir j . С учетом данных упрощений получаем систему двух линейных уравнений, которую без затруднений ре-шаем методом точечного уравновешивания [15]

(Д/g + ща) ц" + Л22 ц' + а т] + b1 S = Рог + Рг sin (at-а); (31)

(Д/g 4- \iS3) I" + А33 + (р 5 + b) £ + <h 4 = Р в sin (о / — Р).

112

Подставив в третье уравнение системы (30) значения п и £ из двух первых уравнений этой системы и перенеся в правую часть уравнения все члены, явно зависящие от времени, получим

новое уравнение бортовых колебаний (4 + М 0" + Я 4 4 В ' + Д / г 0 + / (в) = Р о б + Рб sin ( a t у)

— / (©, Г]) sin ( e t - a ) - f (0, о sin ( a t - р) . (32) В качестве приближенного решения нелинейного дифферен-

циального уравнения (32) может быть использовано, например, решение в вариационной форме по методу А. И. Чекмарева. Подоб-ное решение приведено в работе [15]:

2 _ 2 (Р06 — Р2 0 — с 0; " т —

,3 л

Зс 0О

(33)

CJ2 0 т + ha = — c&i + Зс ©^ &т + Ра &п 4

где и и а и и f (0. £) и f (9. Л) 1̂5 = — k 12 COS р — kn cos а ; kn = ' \ ; kn = ™—— ; A + v-i i А + им

Р о б = — ; F (©) = Д к @ + } ( 0 ) =р*0 + с0з. Л + ^44 ^ + М*44

Здесь само решение ищем в виде @ = @0-f ©mSinaf, где 0О и ©т — соответственно постоянный крен и амплитуда колебаний, а значение восстанавливающего момента принимаем в виде полинома F ( 0 ) = p 2 0+c© 3 .

Таким образом получены значения перемещений т], £ и в в первом приближении. Затем получаем значения этих перемеще-ний во втором приближении, для чего первоначально уточняем значения т) и £ в двух первых уравнениях системы (30) путем учета всех членов, в том числе зависящих от угла 0, а т а к ж е путем учета нелинейных функций /(т)) и В этом случае данные уравнения по структуре будут аналогичны уравнению (32) для бортовых отклонений. Решение их не отличается от

аналогичного решения для бортовой качки.

ПРОДОЛЬНАЯ КАЧКА ТС

При продольной качке ТС в уравнениях необходимо учиты-вать восстанавливающий момент и силы, вызванные действием якорной системы на судне. Функции восстанавливающих сил для килевой качки обозначим через /7(ЧГ), для вертикальной кач-к и — через F(Z,), а взаимное влияние реакций якорных канатов при этих видах колебаний — через F(4f, £) для килевой качки и через гр) для вертикальных перемещений. Постоянную со-ставляющую момента внешней силы, создающей дополнительный дифферент ТС, обозначим через Рок. Если принять уравнения в 5 Зак. 489 113

р а м к а х линейной теории качки [15] за исходные, то уравнения продольной качки запишутся в виде

(Д/g + ц33) I" + ц35 хр" + Я331' + Я35 Г + Р S £ - р ф +

+ F (Q.+ F (£, ^) = rB (св coaat-cusmat)- (34)

( f y + Нь) Г + ра Г + А» 4/ + Кя I' + Д Н ч> + р SUZ +

+ F (q) + F (ф, О = rB (dB cos at — d u sin a t) + P0 OK » где р.зз — присоединенная масса воды при вертикальной качке; jli35, JLI53 — коэффициенты присоединенной массы воды при взаим-ном влиянии вертикальной и килевой качки; — момент инер-ции присоединенной массы воды при килевой качке; Л33, fas, Л.35, А53 — коэффициенты демфирования; Iv — момент инерции массы судна относительно центральной поперечной оси; Н — продоль-ная метацентрическая высота; 1Х — положение центра тяжести ватерлинии по длине; — угол килевой качки; г в — р а д и у с волны.

Коэффициенты С&, С14, характеризующие амплитуды переменной составляющей волнового воздействия на ТС, можно определить способом, изложенным в монографиях по качке судов, или опытным путем.

Решение этой системы уравнений ищем в такой форме: £ = A cos a t + В sin a t;

(35) = -ф0 + a cos о1 + Р sin а t ,

где А, В, а, р — произвольные постоянные; д|з0 — постоянный диф-ферент.

Применив при решении системы уравнений (34) для нахожде-ния произвольных постоянных способ уравновешивания точек, по-лучим следующую систему уравнений:

- d 2 o A + (k — q22-qna*) В — ^ а а - р а 2 + / (р + ^ = = Г-в d\i -f- Рок >

{k — Я22 — <721 о2) а + di а р - а 2 а + d2 а В + / (а + if0) = = rsde + Р о к ; (36)

— а2 В — сх а А + (q12 — qn о2 + р + a a -f (q12 + kv) ij>0 + + / (В) = - гв си ;

; Сг а В — а2 А + (qn + — qn о2) а + с2 а Р + (q12 -f ky) ij>0 -f + f (A) - rB cB,

где n — 1*35 . _ _ P six . р,53 . „ 9 six . чч — — — : . 412 — ——; > Я2i = ~—; > 4zz~

Д/g + f*33 Д/g + ^33 Д/g + Jl33 I у -h ̂ 55 c2 = "тг; ~— ; di = —-—~— ; d% =

Д/g + ^33 Д/g + ^33 iy + Нь ly + Vb 5

= Рок . kl= + ; & ; / (ijj) = Д Н y + F W

11/.+ Ц55 'f/ + Ц55 I,j T Ц55

114

Д/ё + N3 Л18 + ^33 Когда функции о). / (а+1>о), f(B), f{A) определяются

линейными зависимостями, то произвольные постоянные легко найти из системы уравнений (36). Значения А, В, р, а в этом случае однозначны (как и значения амплитуд колебаний^™ и £ т ) . Когда восстанавливающие моменты выражаются нелинейными за-висимостями, необходимо решить систему уравнений (36) с неиз-вестными в степени выше первой. Уравнение в этом случае мож-но решать на ЭВМ.

Следует заметить, что в ряде случаев независимое рассмотре-ние отдельных видов колебаний ТС дает достаточную для практи-ки точность при определении амплитуд.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОЛЕБАНИЙ

В опытном бассейне Гидромеханики в г. Киеве были проведе-ны исследования по определению перемещения ТС под воздейст-вием волн (рис. 45—48). В качестве объекта исследования были выбраны модели (масштаб 1 : 38) — прототипы судов «Сулейман Везиров» (Каспийском море) и специально запроектированного ТС для работы в мелководных районах континентального шельфа при ограниченных гидрометеорологических условиях.

Натурные размеры ТС «Сулейман Везиров» следующие: 107X24X7,2X4,5 м, водоизмещение 11 200 т, число якорных кана-тов 4—8 (по углам судна) . Размеры основного корпуса мелкоси-дящей ТС 6 3 x 1 6 X 3 , 5 X 1 . 7 м, а двух бортовых вспомогательных корпусов— 1 8 X 4 , 5 x 3 , 1 X 1 , 7 м; число якорных канатов 4—8.

Опыты проводились в бассейне длиной 76 м, шириной 7,2 м, глубиной воды 2,4—3,2 м. Регулярное волнение создавалось ка-чающимся пластинчатым волнопродуктором через систему механи-ческой передачи от электродвигателя. Моделирование воздейст-вия волнения на ТС проводилось по Фруду с сохранением подобия линейных размеров, углов, частот, периодов, центров тяжести и инерции масс модели и судна. Перемещение модели фиксировалось следующими способами: линейные в горизонтальной плоскости — с помощью угольных потенциометров (подвижной контакт потен-циометра приводился в движение шкивом; на него была надета тонкая нерастяжимая нить, один конец которой был закреплен неподвижно, другой обтянут грузом), углы крена и дифферента — двухкомпонентной гировертикалью Д К Д 20.30.01.000. В процессе каждого опыта синхронно записывались колебания модели, эле-менты волн, натяжение канатов. Первичным материалом для каж-дого опыта являлась осциллограмма. Результаты определения амплитуд бортовой и килевой качки, а также горизонтальных ко-лебаний строились в форме коэффициентов динамичности

во/а0 = /е И ; г |уа0 = /ф (ш); 2 у0/К = fy (со). Коэффициенты динамичности для различных видов качки, по-

5» Зак. 48!, g

Рис. 45. Модель мелкосидящего ТС во время опытов в бассейне

Рис. 46, Осциллограммы записи динамических характеристик мелкосидящего ТС во время испытаний в бассейне:

1 — колебание судна; 2 — запись волнения

лученные опытным путем и в результате теоретического расчета по ранее описанной методике, имеют малое расхождение (вне зо-ны резонанса порядка 7—10%) .

Следует отметить ряд особенностей в поведении ТС на волне, связанных с наличием круговой якорной системы и формой кор-пуса (в виде прямоугольного понтона). Дрейф для заякоренного судна при волнении исключен, поэтому после пуска волнопродук-тора и достижения волнами судна, последнее начинает значитель-но отклоняться под набегающим потоком волн. Это отклонение под действием воли известной интенсивности позволяет определить горизонтальные усилия, действующие на судно. Они зависят от частоты и высоты волн и носят «постоянный» характер во время действия волны заданной интенсивности. Это положение указывает на наличае постоянной горизонтальной составляющей, воздейству-ющей на судно наряду с переменной составляющей.

116

<])/и,в/а. 3,0 -

ф

2,0

10w,1/z

0,7 0,9 1,1 ш,1/й

Рис. 47. Относительные амплитуды бортовой (курсовой угол волн 9<У) и килевой (курсовой угол волн Of) ка- Рис. 48. Относительные амплитуды

горизонтально-поперечных колебаний мелкосидящей баржи (курсовой угол

чек: / — мелкосидящей б а р ж и б е з бортовых понтонов-успокоителей; 2, 4 — то ж е , с понтонами-успокоителями; 3, 5 — ТС типа «Сулейман Везиров» (1—3 — в / а ; 4, 5 —

4>/се; (о — частота колебаний)

волн 90*°): 1 — б е з понтонов-успокоителей; 2 - е пон-

тонами-успокоителями

Ориентация судна относительно волн играет существенную роль при определении амплитуды качки и заливаемости палубы. Распо-ложение его лагом к волне или в пределах 45° к лучу волн приводит к самым интенсивным колебаниям, особенно угловым, расположе-ние вдоль луча волн снижает бортовые и горизонтальные колеба-ния, а также смещение судна от первоначального положения. Рассматривая положение судна лагом к волне или под углом до 45°, необходимо отметить наличие в колебаниях явной зоны ре-зонанса. Это обычно соответствует моменту, когда длина волн становится близкой к ширине судна или несколько превышает ее. Этому условию соответствовала и большая заливаемость палубы у обеих моделей. При длинных волнах, превышающих ширину судна примерно в 1,5 раза, поведение судна в основном соответ-ствует классической теории взаимодействия судна с волной. Вол-на выходит за судно несколько уменьшенной по высоте, но ха-рактер волнения сохраняется. Совсем другая картина наблюдается при волнах, длина которых меньше ширины судна. При проведе-нии эксперимента впереди судна со стороны волнопродуктора создавалась волновая толчея, а со стороны судна как от препят-ствия шла отраженная волна, которая взаимодействовала с набе-гающими волнами и создавала эту толчею. За судном создава-лась волновая тень, т. е. на значительном расстоянии волнение отсутствовало. Следовательно, судно представляет собой как бы резонансный фильтр, который пропускает, низкочастотное и не пропускает высокочастотное возмущение; Воспроизвести теорети-чески всю сложность взаимодействия судна с волной в высоко-

117

частотной зоне непросто, поэтому при выработке методики расче-та ТС наиболее правильно сочетать теоретические и эксперимен-тальные исследования качки.

РАСЧЕТНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ ВНЕШНИХ СИЛ

При расчетах горизонтального смещения ТС под воздействием сил одного направления (ветер, волнение, течение), т. е. постоян-ных сил, возникает необходимость определения их величины в заданных гидрометеорологических условиях эксплуатации ТС.

Горизонтальная составляющая давления ветра рассчитывается путем суммирования давлений ветра на отдельные элементы кон-струкции ТС. Д л я определения давления ветра используют шкалу Бофорта и учитывают возвышения конструкций над поверхностью воды (шкала Л а й х м а н а ) , а также коэффициенты обтекания кон-струкций. Более точные результаты могут быть получены при про-дувке модели ТС в аэродинамической трубе.

Горизонтальную составляющую давления течения можно опре-делить по формуле

(Этеч = С 1 - Н - S o " , ( 3 7 )

где С1—коэффициент( С] = 0,7ч-0,8, если судно ориентировано поперек течения; Ci = 2,5-10 - 3 , если судно ориентировано вдоль течения); S — площадь смоченной поверхности корпуса ТС, ког-да течение направлено вдоль судна, и площадь погруженной ча-сти диаметральной плоскости, когда течение направлено поперек судна; v — скорость течения.

Постоянная составляющая волнового давления для регуляр-ного волнения по результатам опытов [15] может быть представ-лена формулой

Qn = C2 5 (Aa»)s, (38)

где С2 — коэффициент (С2 = 0,05^-0,078 — для судна, стоящего поперек волн; С 2 = 0 , 2 8 — д л я судна, стоящего вдоль потока); 5 — площадь поперечного сечения судна, стоящего вдоль потока; со, h — частота и высота волны.

При нерегулярном волнении 3%-ной обеспеченности получена следующая зависимость между давлением волн Q„ и высотой волны кз%:

Qn з% = 1,28 Са р2 S h\% . (39) При этом частота волны со в уравнении (38) выражена через среднее значение периода волны, связывающее его с высотой волны по спектру Неймана.

При решении дифференциального уравнения необходимо рас-считать параметры, определяющие взаимодействие судна с водой во время колебаний. д

Для судов с. корпусом понтонного типа можно воспользовать-П й

ся способом, предложенным А. М. Васиным [15], для трубоукла-дочных судов полупогружного типа —расчетом по способу, реко-мендованному в нормах на волновые нагрузки как на сквозные гидротехнические сооружения (СНиП 11-57 75).

Из теории корабля известно, что сопротивление воды во многих случаях оказывает влияние на вынужденные колебания лишь в узком спектре частот. Д л я некоторых видов плавсредств это влияние вообще мало [15]. По результатам экспериментов для судов прямоугольных образований безразмерный коэффициент бортовой качки v6 можно определить по приближенной зависимо-сти

= (40)

где ke = 5,5С2; Т — период качки. Момент инерции собственно ТС может быть вычислен спосо-

бами, изложенными в монографиях по качке. Инерция их может быть уточнена опытным путем. Якорные канаты лишь незначи-тельно увеличивают момент инерции и массу ТС и могут при рас-четах не учитываться. Наиболее существенное влияние на эти по-казатели оказывает присоединенная масса воды при соответствен-ных колебаниях ТС. Величину ее можно определить по формулам, рекомендованным в работе [15].

ПЕРЕСЧЕТ НА Н Е Р Е Г У Л Я Р Н О Е В О Л Н Е Н И Е

Метод решения уравнения качки и испытания в опытных бас-сейнах могут дать представление о поведении ТС лишь при гар-моническом волнении. Так как реальное морское волнение обыч-но носит нерегулярный характер, то результаты, полученные при регулярном волнении, необходимо пересчитать с учетом натурных условий. В настоящее время принят спектральный метод пересче-та, в основу которого положено представление о морском волне-нии как о стационарном случайном процессе. Методика этого про-цесса разработана А. И. Фирсовым и А. И. Вознесенским. Пере-счет ведется согласно теоремы стационарных случайных процес-сов акад. А. Я- Хинчина

S, (с) = [Ф («>)]« S, (о) , (41) где S i ( a ) —спектральная плотность выходного процесса качки судна; [ Ф ( с о ) ] — модуль передаточной функции колебательной системы; 5 г ( а ) —спектральная плотность входного процесса вол-нения.

Расчет заключается в преобразовании кривых амплитуд /(<о) различного вида качки к виду модулей передаточных функций пу-тем умножения ординат этой кривой на величину соz/g, т. е.

Ф ( « ) = / ( с о ) —. Величину S r для волнения различной обеспечен-ности проще всего определить по графикам ординат кривых спектральной плотности волновых ординат, составленным Н. К. Бородаем и А. Н. Рахманиным

119

После построения Si(a) находят дисперсию процесса Dh свя-занную со спектральной плотностью зависимостью

Dt = Si (о) do (42) о

На практике дисперсию находят путем измерения площадей между кривой Sj (о) и осью ст. При этом значение амплитуды ко-лебания А определяют по формуле

А = ] / д - 2 1п (43)

где f D i — стандарт размаха колебаний или среднее квадратичное отклонение; т — заданная обеспеченность процесса колебаний,

Например, обеспеченность 46,5% (т = 0,465) по закону рас-пределения Релея соответствует среднему значению амплитуды случайного процесса, что даст Л = 1,25у£>,-. Это значение амплиту-ды было принято в расчетах для ТС.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО ПЕРЕМЕЩЕНИЯМ ТС

Расчеты перемещений под действием сил одного направления (постоянных сил) не представляют большой трудности. Их точ-ность зависит от точности определения величины внешних сил. Расчет колебаний ТС может основываться только на ряде упро-щений, которые позволяют применить приемлемую для практики методику вычислений. Эти упрощения в основном сводятся к следующим принципиальным допущениям:

в рассматриваемом диапазоне частот присоединенную массу воды, сопротивление воды и возмущающую силу принимают по-стоянными, хотя в принципе эти величины должны вычисляться для каждой частоты отдельно;

силы лобового сопротивления, связанные со скоростными со-ставляющими движения волн, учитывают только как постоянную составляющую волнового воздействия, хотя это переменная ве-личина;

относительное движение между телом и водой, а также мед-ленно изменяющиеся колебания ТС при сносе не учитывают;

изменения геометрии судна в плоскости ватерлинии не проис-ходит.

При линейной постановке задачи для судна в виде прямоуголь-ного понтона принимают следующие допущения:

силы, действующие на судно, в основном связаны с дифракци-ей жидкости, силы лобового сопротивления во внимание не при-нимают;

корпус Судна не вносит разрывности в плоскости ватерлинии; высота Ьолны невелика (волны малой амплитуды). Якорная система огранинивает горизонтальные смещения, где

гидродинамические силы невелики. При других видах перемеще-н о

ний жесткость якорной системы невелика по сравнению с гидро-статическими и гидродинамическими- силами, поэтому судно при горизонтальных смещениях должна рассчитываться на постоянные горизонтальные силы. Якорная система не оказывает значительного влияния на горизонтальные колебания судна, где преобладающая роль принадлежит характеристикам инерции судна, однако она существенно влияет на горизонтальные колебания с большими периодами при переходных явлениях с медленно изменяющимися колебаниями при сносе. При необходимости жесткостную характеристику якорной системы можно изменить путем натяже-ния якорных лебедок с наветренного борта и стравливания кана-та с подветренного борта. На остальные виды колебаний якорная система оказывает небольшое влияние. Лишь при больших перво-начальных натяжениях канатов это влияние может оказаться су-щественным.

Касаясь размеров корпуса ТС понтонного типа, необходимо отметить, что ширина судна оказывает влияние в основном на амплитуду бортовой качки: чем шире судно, тем больше собст-венный период его колебаний и, следовательно, резонансные ко-лебания судна смещаются в область более длинных волн. Это приводит к уменьшению амплитуд бортовых колебаний и при не-регулярной качке, поэтому для уменьшения бортовых колебаний ширину мелкосидящего ТС увеличивают (почти вдвое) за счет бортовых вспомогательных корпусов.

Применение полупогружного корпуса значительно повышает возможности ТС. Эффективность использования такого корпуса связана прежде всего с уменьшением перемещений судна и зали-ваемости палубы. Это достигается за счет уменьшения площади ватерлинии и разноса колонн корпуса на большое расстояние, т. е. за счет создания достаточного момента инерции ватерлинии, обес-печивающего устойчивость ТС. Снижение площади ватерлинии уменьшает период собственных колебаний судна.

На глубине, равной '/2 длины волны, скорость движения частиц воды составляет 7гз от скорости волны на поверхности, в связи с чем основная плавучая часть корпуса таких судов погружается в маловозмущенные слои воды. Использование пассивного сопро-тивления перемещению путем увеличения массы и момента инер-ции большого подводного корпуса судна также уменьшает все виды перемещений и увеличивает собственный период колебания сооружения. Малая площадь ватерлинии при большой массе и сопротивлении корпуса создает хороший баланс между гидроста-тическими и инерционными силами.

Глава 6 РАСЧЕТ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

Н О Р М И Р О В А Н И Е РАСЧЕТОВ ТРУБОПРОВОДОВ

Д л я морских трубопроводов в настоящее время нет общесо-юзных строительных норм и правил, регламентирующих их про-ектирование и сооружение. Во В Н И И С Т е были разработаны ве-домственные «Рекомендации по проектированию и строительству морских подводных нефтегазопроводов (Р412—81)» , при составле-нии которых были использованы общие положения из С Н и П II-45—75, накопленный в нашей стране опыт создания морских трубопроводов и м а т е р и а л ы по зарубежным нормативным доку-ментам.

При расчете трубопроводных систем рассматривают наиболее неблагоприятные сочетания нагрузок, действующих одновремен-но на всех этапах строительства и эксплуатации трубопровода и стояка. При расчете массовых характеристик учитывают массу трубопровода, включая покрытие и все приспособления к трубо-проводу, массу транспортируемого продукта, плавучесть, при оп-ределении давления — внутреннее давление жидкости, наружное гидростатическое давление, давление грунта для заглубленного трубопровода. При расчете температурного расширения или сжатия учитывают влияние температуры транспортируемого про-дукта на температуру м а т е р и а л а трубы, а т а к ж е разность между температурой м а т е р и а л а в период укладки и эксплуатации. Пред-варительное напряжение , например постоянную кривизну после укладки труб, принимают во внимание в той степени, в какой предварительное напряжение влияет на способность трубопровода нести нагрузку.

Нагрузка от окружающей среды носит случайный характер и д о л ж н а определяться с помощью вероятностных методов с учетом одновременного действия этих нагрузок. Обычно максимальные нагрузки от окружающей среды принимаются обеспеченностью не менее 5 % , т. е. они встречаются один раз в 20 лет.

В районах, где возможно образование или дрейф льда, необ-ходимо учитывать обмерзание стояка, навал на него дрейфующе-го льда , а на мелководье — возможность контакта трубопровода со льдом в результате пропахивания последним дна. Трубопрово-ды и з а щ и щ а ю щ и е покрытия следует рассчитывать с учетом воз-можности их случайного повреждения, например в результате удара траловыми досками или якорями.

Трубопроводы и стояки рассчитывают на следующие формы разрушения: чрезмерный прогиб трубы, выпучивание ее стенки усталостное или хрупкое разрушение трубы, чрезмерное разру-

122

шение утяжеляющего покрытия (или потеря его) , местная потеря устойчивости трубы.

Толщину стенки трубы следует определять на основании дан-ных раздела 8.16 С Н и П 11-45—75. При этом в качестве норматив-ного давления в трубопроводе следует принимать разницу м е ж д у проектным рабочим давлением в трубопроводе и внешним гидро-статическим давлением морской воды по нижней отметке уровня (прилива) . Растягивающие кольцевые напряжения <т„.кц, вызван-ные перепадом между внутренним и внешним давлениями, д о л ж -ны соответствовать условию р а з д е л а 8.21 С Н и П 11-45—75 { ф о р -мула (21) ] . При этом значение коэффициента С принимается: равным 0,76.

Проверку прочности трубопровода следует проводить по дан-ным раздела 8.29 С Н и П II-45—75. При определении расчетного сопротивления коэффициент условий работы m д л я морских трубопроводов при действии только эксплуатационных н а г р у з о к (массы, температурного перепада, предварительного н а п р я ж е -ния) на трубопровод равен 0,9, на стояк — 0,75, при одновремен-ном действии эксплуатационной нагрузки и нагрузки от окружаю-щей среды (волны, течение, грунт и т. д.) на трубопровод он равен 1,1, на стояк — 0,95.

Рекомендуется проводить проверку прочности по объемному напряженному состоянию из условия

Озк - V (®".пр? + (<*н.кц)2 — Ое.пр Сн.кц + 3 Х% < , (44) К и

где О н . п р = 0,3 •-'DsBtt —aEAt± — - ^ - — — с у м м а р н ы е продольные

2 о по (и—о)^ напряжения от нормативных нагрузок (внутреннего давления , температурного перепада, упругого изгиба ) ; ри Z)BH, D, а, М, М — соответственно давление в трубе, внутренний и наружный диа-метр трубы, коэффициент линейного расширения трубы, расчетный температурный перепад, изгибающий момент в трубе; 2, К2, Кн — предел текучести материала труб, коэффициент безопасно-сти и надежности, принимаемые в соответствии с табл. 9 и 10 С Н и П 11-45—75.

Напряжение сдвига (в точке с координатами х н у ) можно вы-числить по следующей формуле:

= ^ + 2<Э s i n e (45> Х У л й ( 0 _ 6 ) з ^ я в ( О - й ) '

где Mrj Q — соответственно скручивающий момент и сдвигающая (перерезывающая) сила; © = — у г о л между радиусом, про-

ходящим через рассматриваемую точку (х, у), и направлением силы Q.

Проверку деформаций трубопровода следует проводить в со-ответствии с разделом 8.21 С Н и П 11 -45-75 . При этом д л я про-дольных напряжений при действии только эксплуатационной на-

123

трузки для стояка коэффициент С=0 ,65 , для трубопровода С= = 0 , 7 5 , при одновременном действии эксплуатационной нагрузки и нагрузки от окружающей среды для стояка коэффициент С = = 0,85, для трубопровода С = 0,95. При расчете кольцевых напря-жений сгн.кц* вызванных перепадом между внутренним и внешним давлениями, С = 0 , 7 6 .

Рекомендуется проводить проверку деформаций по объемному напряженному состоянию из условия

<Тэк < Rh2 • (46) Лн Появление в период эксплуатации трубопроводов сжимающих

напряжений может привести к выпучиванию (потери устойчиво-сти) стенки по следующим причинам:

в результате внешнего давления, осевого усилия и изгибаю-щего момента (местное выпучивание);

распространения вмятин (выпучивания) от внешнего давления, появляющегося в результате появления вмятины (местного выпу-чивания) или аналогичного дефекта;

потеря устойчивости стенок трубопровода в результате его общего сжатия как стержня.

Проверка устойчивости трубопровода от местного выпучива-ния стенки трубы при одновременном действии внешнего давле-ния, осевых усилий и изгибающего момента производится по формуле

^ + < т ~ (47) о-oi о02 ^ / где Он.кц — кольцевые напряжения от внешнего давления воды, определяемые по формуле о Н к ц = Р в н £ / ( 2 6 ) ; Ooi принимается рав-

2 S ным меньшему из значений г|э* и СЕ-—; Dcр — средний диаметр * Оср

трубы; , С — коэффициенты, значения которых принимаются по табл. 39 СНиП II-B8—72 в зависимости от отношения Dj(26) и класса стали (для нефтегазопроводов С = 0 , 3 , a ip* = 0,84-0,93).

Значение о01 определяется по формуле

<т„2 - 0,17 /• ( | 6 - ) \ (48)

При возможности появления значительного внешнего давления (например, когда давление внутри трубы равно атмосферному) и неизвестных продольных напряжениях wH.np в трубопроводе отно-шение действующих кольцевых напряжений <тн.кц к критическим напряжениям ier01 должно быть не более 0,58 для газопроводов и 0,7 для нефтепроводов.

Другой способ расчета устойчивости трубопровода от местного выпучивания приведен в нормах Норвегии. Проверка проводится по формуле

124.

Сжимающее напряжение в этой формуле положительно. Следу-ет принимать следующие значения входящих в эту формулу ве-личин:

\ • стн.пр = N/F ± M/W = onvp + <4 ,

где F, V, N, М — соответственно площадь, момент сопротивления сечения, продольная сила и изгибающий момент;

N м а0 2 = <т£ + — а ' о 2 , (50)

. и.пр °н.пр

где о 02—критическое продольное напряжение , когда действует только растягивающее усилие N(M = 0, р = 0) ; можно принять, что при Dl6<20 о ю = а т ; при 2 0 < - Z ) / 6 < 100 ом =сг в [1—0,001 X X (D/8—20]; а 02— критическое продольное напряжение , когда дей-ствует только изгибающий момент M(N = 0, р=0),

ой = от ( l , 3 5 - 0 , 0 4 5 ) ;

кольцевые напряжения от избыточного давления, пропорцио-нальные разности между внешним ре и внутренним рг давлениями

D 2 6 '

При критических сжимающих кольцевых напряжениях (для полностью упругого выпучивания стенки трубопровода)

° fa < - J - aT °01 =*Е ( Db _ b J , при Овд > | о ,

1 / 2 от

Он.кц = (Pe—Pi)

(Т01 = О т 1 — 3 I

В этом случае действует только p(N = 0, М = 0) . 300 - <т „„ Коэффициент a = 1 D/6 ooi "

Опыт работы на суше показал , что трубы можно изгибать в пластической зоне с малым радиусом кривизны, не ухудшая при этом свойства материала , что широко используется при проклад-ке методом сматывания с б а р а б а н а . При этих операциях опасным является выпучивание стенки трубы, характеризующееся отноше-нием D/6. При D/6<;25ч-30 выпучивание происходит от наружно-го давления, а при Z ) / 6 > 2 5 0 - ^ 3 0 0 — от любых видов нагрузок в упругой зоне.

Овальность чрезвычайно в а ж н а при определении устойчиво-сти трубы к наружному давлению. С. П. Тимошенко предлагает уравнение д л я расчета предельного давления pF с учетом оваль-н о с т и ^ (.Dmax — D ) / D :

125.

где г, Те — радиус и средний радиус трубы; /?с = 0,275 j —

критическое давление. При обтекании потоком открытых частей трубопровода могут

появиться неустойчивая форма потока вокруг трубы и срыв вих-рей. Этот поток, вызванный течением, волнением или течением и волнением одновременно, может привести к вибрации незакреп-ленных участков трубопровода. Обычно для таких участков про-веряется частота f возникновения вихревого потока

f = Stv/D, (52)

где St — число Струхаля, определяемое в зависимости от числа Рейнольдса (рис. 49); v — суммарная скорость частиц воды в пло-скости, перпендикулярной к оси трубы.

Основным условием предотвращения значительных амплитуд колебаний трубопровода является условие, при котором частота / вынужденных колебаний (т. е. частота возмущений) лежит вне зоны, близкой к собственным колебаниям Это условие записы-вается таким образом:

0 J h < f < 1 ,3 / / . (53)

Если частота / лежит в указанном диапазоне, то может по-требоваться дополнительное исследование взаимодействия трубо-провода с потоком для определения амплитуд и напряжений, а также принятия необходимых конструктивных мероприятий. Из практики известно, что при числах Рейнольдса, находящихся меж-ду Re < 1 0 0 и R e > 10®, рассчитывать частоты колебаний трубо-провода необязательно из-за малой вероятности появления значи-тельных колебаний.

При свободном провисании трубы на относительно нежестких опорах (песок, глина) с фиксированными по длине концами без пластических деформаций в середине пролета допустимая длина пролета

Рис. 49. Зависимость St от Re: Участки: / — ламинарный; // — субкритический; /// — критический; IV ~ суперкритическин

126.

(109)

где у Л удельный вес в воде единицы объема трубы с перекачи-ваемым^продуктом.

Напряжения, превышающие предел текучести *тт на опорах, возникают при длине трубы 0,851т, поэтому считается приемлемым свободное1 провисание трубы длиной не более 0 ,8/ т .

При вихревом обтекании с учетом колебания трубы предель-ную длину провисающего участка можно определить по выра-жению

где п — коэффициент надежности. В качестве примера рассмотрим результаты расчета предельной

длины 1т при St = 0,2, р —3 т/м3, D/6 — 30. Д л я закрепленной опоры при и = 0,25 м/с 1т = 250 D, при v=l м/с / т = 1 2 5 D, для незакреп-ленной опоры — соответственно 168 D и 84 D.

Следует отметить еще одно явление, которое может встретить-ся при выпучивании стенки трубы,— местное выпучивание вдоль трубы, приводящее в выходу из строя большого участка трубопро-вода, а следовательно, к экономическому ущербу. Д л я предотвра-щения этого явления избыточное давление при расчетах следует ограничивать.

В упрощенном виде пластическая деформация, при которой мо-жет возникнуть общее повреждение трубы, вычисляется по фор-муле

Выпучивание стенки трубы не может возникнуть или распро-страниться на большой участок трубы в том случае, если макси-мальное наружное избыточное давление ре меньше давления ррх, определенного по формуле.

В ряде случаев может возникнуть необходимость проверки об-щей устойчивости стенки трубы как стержня, находящегося под воздействием продольных сил. Например, если компенсатор вмон-тирован в трубопровод, имеющий высокое внутреннее давление, из-меняется продольное усилие Ne, действующее на трубопровод. При

этом влияние внутреннего pi и внешнего ре давлений учитывается путем введения эквивалентного осевого усилия

В этой формуле сжатие трубопровода N положительно. Если Ne равно нулю или отрицательно, то выпучивание стенки невоз-можно, если Ne положительно, то его необходимо сравнить с кри-тическим продольным осевым усилием.

При появлении циклических нагрузок на отдельные элементы

Ne = N (D — 2 б)2 Р г - ~ D*pe.

4 4 4 (55)

127

трубопроводной системы могут возникнуть знакопеременные на-грузки. Это касается, например, открытого стояка, провисшего в результате подмыва участка трубопровода на дне, колебаний укла-дываемого с судна трубопровода под действием волн. Естественно, при нормальных условиях укладки эффект усталости материала труб при действии колебаний судна во внимание можно не прини-мать, если приняты меры, предотвращающие воздействие нагрузки в одном и том же месте в течение длительного времени.

Расчет на выносливость морских трубопроводов при малоцик-ловых нагрузках отличается от расчета на статическую прочность только тем, что расчетное сопротивление металла труб и их свар-ных соединений Rm уменьшают на коэффициент выносливости kB, который определяют из выражения

ka = (ТЛ,А/<ТТ < 1 , (56) где an,а — ограниченный предел выносливости конструкции трубо-провода при заданном числе и характеристике циклов нагружения и наличии концентратов напряжений; а,т — предел текучести мате-риала труб.

При этом следует иметь в виду, что зависимость (56) может быть использована лишь при условии, что a n , h^c r T , так как в каче-стве предельно допустимого напряжения принят предел текучести материала конструкции трубопровода.

В аналитическом виде ограниченный предел выносливости тру-бопровода определяется по формуле ![llj]

2 <тв а , fc On k = , (57) 0В ( 1 - я ) +a_lik (1 + п)

где Ов, <т_1,ь — предел прочности материала труб и ограниченный предел выносливости конструкции трубопровода с концентратора-ми напряжений при симметричном цикле нагружения; га— харак-теристика цикла нагружения трубопровода, равная отношению на-именьших напряжений к наибольшим (по абсолютной величине), возникающим в трубопроводе при воздействии внешних нагрузок.

При симметричном цикле нагружения (п =— 1) выражение (57) упрощается и принимает вид an,k=w-i,h-

'М. А. Камышевым предложены эмпирические зависимости меж-ду знакопеременными напряжениями в трубопроводе при симмет-ричном цикле нагружения и числом циклов, предшествующих раз-рушению трубопровода от усталости при малоцикловых нагрузках. Эти зависимости имеют следующий вид:

при работе трубопровода без контакта с морской водой 1570

-р 00.187 ; (58) при воздействии морской воды

1 4 0 0 /спч ' • f e = р jv0,187 ' ( 5 9 )

где р — эффективный коэффициент концентрации напряжений.

128.

'Полученные зависимости установлены экспериментальным пу-тем\на базе числа циклов 106 для труб из малоуглеродистой стали. Испбльзуя их, можно рассчитать коэффициент ,kB для различных условий сооружения морских трубопроводов. Значения р обычно устанавливают экспериментально в зависимости от формы и каче-ства сйарных соединений труб. Подсчитано, что во время строи-тельства и в течение полного срока службы морские трубопроводы, эксплуатирующиеся на Каспийском море, подвергаются воздейст-вию знакопеременных нагрузок в интервале 2-Ю5—106 цик-лов.

Отличительная особенность приведенной методики расчета морских трубопроводов — возможность определения коэффициен-тов выносливости в непосредственной зависимости от числа циклов знакопеременных нагрузок, испытываемых трубопроводом.

Пример 4. Р а с с ч и т а т ь коэффициент выносливости kB д л я и з о л и р о в а н н о г о от морской воды т р у б о п р о в о д а из стали 20 ( а в = 420 Н/мм 2 , От = 250 Н / м м 2 ) . Тру -бопровод имеет стыковые сварные соединения с н е п р о в а р о м в к о р н е ш в а до 10% от т о л щ и н ы стенки т р у б ( ( 5 = 1 , 5 ) , на него воздействуют з н а к о п е р е м е н н ы е м а л о ц и к л о в ы е нагрузки с х а р а к т е р и с т и к о й ц и к л а п = 0 . О б щ е е число перемен-ных н а г р у з о к не п р е в ы ш а е т 2 - 1 0 s циклов .

Расчет выполняют по ф о р м у л а м (56) — (58)

1570 = 1С6,8 Н / м м 2 ;

1,5- (2- Ю 6 ) 0 , 1 8 7

2 - 4 2 0 - 1 0 6 , 8 ап=о, k — 4 2 0 -

kB :

Ь 106,{ 170

170 Н / м м 2

250 = 0 , 6 8 .

Следовательно , расчетное сопротивление м е т а л л а т р у б при п о с л е д у ю щ и х расчетах д о л ж н о быть уменьшено на йв = 0,68 в и н т е р в а л е 103 — 106 циклов .

Эффективный коэффициент концентрации напряжений [3 для труб из углеродистой стали и их сварных соединений в интервале 103—106 циклов

Основной м е т а л л т р у б с н е о б р а б о т а н н о й прокатной по-верхностью . . . С т ы к о в ы е с в а р н ы е соединения труб :

м е х а н и з и р о в а н н а я э л е к т р о д у г о в а я с в а р к а ( а в т о м а -тическая с в а р к а под флюсом, п о л у а в т о м а т и ч е с к а я сварка в среде углекислого г а з а и т. д.) . . . ручная э л е к т р о д у г о в а я с в а р к а к о н т а к т н о - с т ы к о в а я с в а р к а н е п р е р ы в н ы м о п л а в л е нием . . . . . . то же , с л и к в и д а ц и е й усиления с в а р н о г о ш в а меха

. ническим путем . . . . . . . . . . . , С т ы к о в ы е с в а р н ы е соединения труб с н е п р о в а р о м i корне шва до 10% от т о л щ и н ы стенки т р у б ы . . .

На воздухе

1,0

1,2

1.3

1.4

1,0

1,5,

В морской воде

1.5

1.6

1,5

1,1

1,8

СТАТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ У К Л А Д К И Т Р У Б О П Р О В О Д О В

При укладке трубопроводов с поверхности воды возникает не-обходимость их расчета при различных погодных условиях и мето-дах прокладки.

129.

Рис. 50. Расчетная схема при свободном погружении: а — консольный изгиб; 6 — концевой изгиб; в — S-образный изгиб

Методы расчетов трубопроводов, укладываемых свободным по-гружением, были разработаны советскими специалистами проф. В. Ф. Кожиновым, С. И. Левиным, О. Б. Шадриным, И. П. Петро-вым и др.

Трубопровод рассчитывают как однопролетную балку на двух опорах, считая, что в конечных точках на поверхности и на дне кривизна и угол поворота равны нулю. В основу решения положе-но приближенное дифференциальное уравнение изогнутой оси М = Е1у", где /— момент инерции поперечного сечения трубы; у — ордината изогнутой линии трубопровода. В большинстве использу-емых способов укладки применяют разгружающие понтоны для придания трубопроводу, находящемуся на поверхности моря, до-полнительной плавучести. Погружение на дно осуществляют зали-вом в трубопровод воды или последовательной отстропкой понто-нов, что в расчетном отношении идентично, если понтоны на трубо-проводе располагают часто. Следовательно, в укладываемом тру-бопроводе различают две зоны: с положительной плавучестью q около поверхности воды, вызванной подъемной силой трубопро-вода и понтонов, и направленной вниз силой Р вблизи дна, вызван-

13,0

ной1 одновременным действием собственного веса трубопровода и залитой в него воды.

При расчете различают три случая, которые возможны при ук-ладке ' плети (рис. 50).

Кондольный изгиб. Трубопровод опускается с поверхности моря, но еще не коснулся дна. Наибольший изгибающий момент при этом определяют по формуле

М т а х = / 6 Л £ / (p + \q\) ф, (60) где

? = / 2 д « - 'S+X ; П = { P / q + 0 + r i P / q + W-lP'l + 1} •

Концевой изгиб. Трубопровод подымается (или опускается) со дна, но на поверхности его еще нет.

Наибольший изгибающий момент при этом определяют по фор-муле

= (61) 2 Р

где R = ciоа(1 — а ) —реакция грунта в месте касания трубопровода (на дне водоема)

, / 24 £ / h 1 Г 1 , , , C ^ V - l b а2 (1 — а) (3 — а) а = |/ ® = Р + 1 Ц 1 '

Я Изгиб по S-образной кривой. Трубопровод имеет участок на дне

и поверхности воды. Наибольший изгибающий момент при этом определяют по формуле

Мтгк = у у / 6 Й £ / < В ф , (62)

2 (л — 1) . 2 (я — 1) где = — — для участка а ; % = — J - — для п (п + 2) п (3/2 — 2) участка Ь.

Из уравнения п3—3(1—p/q)n-\-2(\-\-p/q) =0 определяют п. Указанные зависимости получены на основе приближенной за-

висимости между кривизой и перемещением. Точное соотношение в декартовых координатах имеет вид

— * U l d * v l t > (63) R , d У

где R—радиус кривизны трубопровода. При глубине водоема, примерно в 25—30 раз превышающей

наружный диаметр трубопровода, погрешность приближенного ки-нематического соотношения к точному будет составлять более 5%. Такими же глубинами и ограничена применимость приближенных способов расчета укладки трубопровода.

131.

p Sin а

O^dl

/>сos а

Рис . 51. Р а с ч е т н а я схема свободного п о г р у ж е н и я с учетом р а с т я г и в а ю щ е й си-лы и точного соотношения м е ж д у кривизной и перемещением

При расчетах напряженно-деформированного состояния под-водных трубопроводов при погружении на большие глубины тру-бопровод рассматривают как гибкий нерастяжимый стержень с конечной жесткостью на изгиб без учета деформации поперечного сдвига [3]. Вводится система координат вдоль линии трубопрово-да I. Рассмотрим элемент трубопровода с участком продольной оси длиной dl (рис. 51). Спроектируем усилия, действующие на эле-мент трубопровода, нормаль и касательную, а также составим сис-тему уравнений моментов

d a . /1 л -(- р cos а — Су = 0 ; dQ_ т

dl dl

dT

dl + p sin а dQ da

Q —

dl dl

dM

Cyf cos а = 0 ; (64)

dl = 0 .

Дополнительно к силам, показанным на рис. 51, в уравнения вводится вертикальная реакция Су, распределенная вдоль конце-вого участка трубопровода на дне, а также горизонтальная реак-ция на том же участке Cy|f[cos а.

Используя известные соотношения М = = — E I d а

dl и Q =

= — ЕI • dl2 , а также дифференцируя по I первое уравнение из

этой системы, получим g j d4 a rp d2 a

dl4 d/2 • p sin a — —t. = 0 ; d a

dT . . . r T d4 a 1- p sin a 4- E I dl ^ dl4

где / — коэффициент трения.

(65)

•Су f cos a = 0 ,

132

5 tew* Н/см2

•2

3001,*

/ х А .2 \ ' /

/ ч \ 5

уЛ \ - 5

f t и / 2 1

wo 200 3001м

Рис. 52. К о н ф и г у р а ц и я изогнутой оси (а) и распределение и з г и б а ю щ и х н а п р я -жений ( б ) в т р у б о п р о в о д е д и а м е т р о м 529 мм, п о г р у ж а е м о м на г л у б и н у 45 и

при различном усилии н а т я ж е н и я к о н ц а т р у б о п р о в о д а Т : 1 — Т=0; 2 — Г=10 5 N; 3 — Т=2- 10s N; 4 — Т=3-105 N; 5 — Т=4-Ю» N

Значение вертикальной реакции основания Су можно получить из приближенной формулы

(66)

где Ео — модуль деформации грунтового основания, принимаемый в соответствии со СНиП 11-15—74 и СНиП 11-16—76.

Принимаем следующие граничные условия на концах трубопро-вода при свободном погружении:

в верхнем конце трубопровода ( / = 0 )

133.

Рис. 53. Расчетная схема при укладке трубопровода с ТС: ' —трубоукладочное судно; 2 — стингер; 3 — трубопровод

fi Hi"^'1

Рис. 54. Дифференциальный элемент трубопровода

d а 0 ; д3 а 1

ш g cos а ; т g = р ; dl ' dl3 El

на нижнем конце трубопровода ( / = / т а х ) д а а = 0 ; М = 0 или dl

= 0 ,

где gcos а — проекция веса трубопровода в воде на нормаль к уп-ругой линии.

Решение системы нелинейных уравнений (65) возможно толь-ко приближенными способами в частных производных. Д л я этого в настоящее время используют численные методы решения, на-пример неявную схему метода конечных разностей с применени-ем разностной сетки и решения, в конечном итоге, матричных уравнений.

Во В Н И И С Т е разработан алгоритм решения на ЭВМ БЭСМ-6 укладки трубопровода способом свободного погружения. На рис. 52 приведены результаты расчета на ЭВМ упругой линии и изгибающего момента трубопровода при свободном погружении по S-образной кривой.

При укладке трубопровода с ТС особенностью расчета явля-ется наличие продольной растягивающей силы Т, приложенной к верхнему концу трубопровода, и стингера, который может регу-

134.

лировать угол наклона при сходе с него трубопровода. На рис. 53 приведена расчетная схема провисающей части трубопровода. Выделим на трубе, двумя параллельными плоскостями, перпенди-кулярными к оси трубы, элементарный участок длиной dxi (рис. 54) и приложим к нему все действующие силы, затем, спро-ектировав усилия на координатные оси, составим систему уравне-ний моментов этих сил:

dQ; a I dT: - о COS f>i Н Sill Р/ = — р ;

d Х[ d Xi

J h - cos p, + - i ^ - sin P, = 0 ; (67) a Xi d xi

d M ' ^Ti -АШ-— Qt = Q. dx; d Xi

Данную систему нелинейных уравнений решают приближенны-ми способами, основанными на линеаризации уравнений изгиба. Д л я этого всю длину провисающей части трубопровода разбивают на большое число элементов небольшой длины таким образом, чтобы в пределах каждого элемента можно было применить при-ближенную зависимость между изгибающим моментом и изогну-той осью М = Е1у". В этом случае из уравнений (67) нетрудно получить одно уравнение для последующего интегрирования: d> у [Т.; (0) - р Xi sin рЛ -^Ц- + Р S i n Р, + р cos Р, = 0, (68) dx4 d xi d xi I L

где T i ( 0 ) — р а с т я г и в а ю щ а я нагрузка на конце элемента при JC = JCj—l.

Полученное нелинейное дифференциальное уравнение можно рассматривать как задачу с начальными условиями. Так как эти условия заданы на конце рассматриваемого интервала (длины трубопровода), то задача называется краевой задачей Коши.

В некоторых работах решение нелинейных дифференциаль-ных уравнений краевой задачи основано на методе Ньютона пу-тем линеаризации уравнений с помощью рядов Тейлора. Другие авторы применяют итерационный процесс, на каждой итерации которого решается линейная задача. Во В Н И И С Т е разработан алгоритм численного решения этой задачи на ЭВМ «Минск-22». При этом был использован метод пристрелки, т. е. последова-тельные приближения при решении задачи, когда задаются не-достающим начальным условием Q(0) = q, а в результате решения находят значения р, М, Q, у в конечной точке I, не удовлетворяю-щие в принципе граничным условиям. Путем анализа расхожде-ния определяют новое значение Q(0) и вновь решают задачу Ко-ши. Эту операцию повторяют до тех пор, пока значение неувязки не будет иметь величину наперед заданного числа.

Практические расчеты при укладке трубопровода с ТС пока-зывают, что без применения стингера ( , 0 = 0 ) изгибающий момент имеет максимальное значение около водной поверхности и около

135.

Рис. 56, Расчетные изгибающие моменты в трубопроводе сечением 1020X20 мм (вес в воде 1 м трубы 250i0 Н) при глубине воды 30 м ( а ) и 100 м ( б ) :

1, 3 — при 0 = 0, N=0; г —при Р = 19°, Л/=;3,9-10s ЛГ; 4 -, 0=31*. ЛГ=7,4-,10 N

дна. При этом изгибающий момент около поверхности больше, чем у дна. Величина изгибающего момента с увеличением глуби-ны быстро растет и мало зависит от растягивающих усилий Т.

Наиболее эффективное средство уменьшения изгибающих на-пряжений около поверхности воды — изменение угла входа тру-бопровода ^ путем установки наклонной рампы или стингера. Уменьшения напряжений у дна можно достигнуть лишь с помо-щью достаточного растягивающего усилия. Таким образом, путем изменения Т и рг можно получить приемлемые изгибающие напря-жения практически при любой глубине укладки.

На рис. 55 приведены результаты расчета изгибающих момен-тов для конкретных трубопроводов, полученные численными ме-тодами решения на ЭВМ.

При малых глубинах и большой жесткости труб можно с до-статочной точностью для расчета трубопровода при укладке с ТС использовать уравнение продольно-поперечного изгиба балки, растянутой силами Т под действием поперечной нагрузки р,

d i y — Т = — р . ( 6 9 ) EI dx* d х2

Известное решение этого уравнения дает следующие значения для определения наибольшего изгибающего момента: длину про-висающей части трубопровода и тангенс угла наклона трубопро-вода у стингера

Mmax = М1рЕЦТ и / = ф >/ Я / / Г ;

tgPz. = 2 (1 — с Ь ф )

sh <р + р v ЕI/N (65)

136

f 10 s 6

J

2.0

1.6

1,2

0,9 0,7

0.5 0Л <V

0,01 0.02 0.0b 0,06 0.080,1 0,2 0? OA 0,6 OjSMf

Рис . 56. Г р а ф и к в с п о м о г а т е л ь н ы х ф у н к ц и й Mi и <р

где ф — значения вспомогательных функций (рис. 56). После-довательность решения уравнения следующая. Сначала задаются приемлемым значением Л4 т а х и из уравнения (70) определяют Mi. Затем по значению Мх (см. рис. 56) находят вспомогательную функцию ф, с помощью которой определяют I и tg (5.

При больших глубинах укладки трубопроводов и относитель-но небольших растягивающих силах при определении прогибов можно использовать уравнение цепной линии

0 = y ( c h j r x - i y . (71)

"Имея в виду, что наименьший радиус изгиба цепной линии бу-дет в месте касания труб с дном, нетрудно получить формулы для определения опорной реакции Q и изгибающего момента Мт&х У дна

Q = p yrjr-; м т а х = р-ц.. (72)

Как видно из структуры этих формул, напряженное состоя-ние трубопровода на участке у дна практически не зависит от напряженно-деформированного состояния остальной части тру-бопровода. Оно не увеличивается с ростом глубины укладки и зависит только от TL.

Д л я оценки возможности использования при расчетах различ-ных методов можно воспользоваться специальным графиком (разработанным К- У. Ольшевским), где в зависимости от пара-

ЕI Т метров е — и м = определена область их применения

(рис, 57). Д л я больших значений е, которым соответствуют малые 137.

100

10

0,1

0,01

0,001

1

2 I

•ч. N j

/ N

* V \ - 3

1

5у V п \

\

Рис. 57. Область применения раз-личных методов расчета в зависи-

мости от параметров е н nL

Рис. 58. Зависимость оптималь-ного угла наклона стингера от па-

раметра е J1,градусы ВО

0,001 0,01 OJ 10 £

3 п.

глубины и большая изгибная жесткость труб, применима линей-ная теория изгиба балок. В этом случае область I ограничена снизу линией 1 (при ML = 0) или линией 2 (при ; { к = 0 ) . Если при расчетах представляет интерес лишь изгибающий момент в тру-бах, то его вычисляют по линейной теории с 5%-ной погрешно-стью в более широкой области изменения параметров е и nL, ко-торая выделена линией 3 (при ML = 0) или линией 4 (при Pi, = 0).

Расчеты с использованием численных методов решения нели-нейных уравнений выделены в область III, ограниченную сверху линией 4. -

Расчеты с использованием уравнения цепной линии находятся в области II и ограничены линией 5.

На основе приведенных методов расчета можно решать зада-чи обеспечения оптимального режима укладки трубопровода с ТС путем изменения p t и TL. На рис. 58, например, вычислена за-висимость оптимального угла наклона рамы (стингера) в зависи-мости от безразмерного параметра е и угла, при котором на-ибольшие значения изгибающего момента будут иметь минималь-ное значение.

Следует отметить, что при покрытии труб толстым армирован-ным слоем бетона возникает вопрос об участии последнего в изги-бе трубопровода. Некоторые авторы считают, что слой бетона в растянутой зоне не воспринимает напряжений из-за образования в трубах поперечных трещин. В сжатой зоне изгиб трубы слабо воспринимается бетонным покрытием из-за плохой передачи сдви-гающих усилий между изоляцией и разделительным мягким слоем бетона. В работе [17] предложен способ учета влияния бетонного покрытия на напряжения в трубопроводе путем совместного рас-чета эффективной жесткости металлической трубы и бетона. Во

13(8

избежание концентрации напряжения в районе сварных швов (особенно при укладке с трубоукладочной баржи, когда обетони-рованные стыки не успевают затвердеть) в толстой бетонной оболочке механическим путем делают специальные прорези, что практически исключает влияние бетонного покрытия в месте из-гиба. В ранее приведенных расчетах бетонное покрытие при оп-ределении изгибной жесткости трубы не учитывалось.

РАСЧЕТ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ У К Л А Д К Е С ТС С УЧЕТОМ КОЛЕБАНИЙ СУДНА

При укладке с ТС в результате непосредственного или косвен-ного (^ерез колебания судна) воздействия на трубопровод волн и течения в нем возникают значительные изгибающие напряжения, которые ограничивают возможность работы ТС при определенных гидрометеорологических условиях. Д л я определения предельных условий эксплуатации, прй превышении которых возможна по-ломка трубопроводов, необходимо рассчитать напряженно-дефор-мированное состояние укладываемого в непогоду трубопровода.

Морское волнение вызывает колебания ТС и кормового разгру-жающего стингера, в результате чего начинает колебаться лежа-щий на нем трубопровод. В нем помимо статических нагрузок появляются дополнительные нагрузки. По характеру действия эти нагрузки можно отнести к динамическим, т. е. к изменяющимся во времени. Помимо волнения на трубопровод воздействует морское течение, которое вызывает дополнительное напряжение по всей длине трубопровода (от дна до поверхности воды). Воз-действие течения и волн, а также напряжения, вызванные собст-венным весом труб в воде, создают сложное объемное напряжен-ное состояние в трубах. Чтобы предотвратить поломку трубопро-вода при укладке его на дно, необходимо ограничить величину волн и течения, воздействующих на ТС, т. е. ограничить время работы ТС благоприятными погодными условиями.

При определении напряженного состояния трубопровода необ-ходимо знать величину колебаний ТС. В гл. 5 был подробно опи-сан способ определения колебания для ТС некоторых типов. В дальнейшем в качестве объекта для практических расчетов будем использовать ТС с корпусом прямоугольной формы (иден-тичным корпусу ТС «Сулейман Везиров»), основные размеры корпуса которого следующие: длина 107 м, ширина 24 м, высота 7,2 м, осадка 4,5 м. Размеры кормового стингера: длина 100 м радиус кривизны 283—396 м.

На рис. 59 показаны амплитуды колебаний ТС при регулярном волнении, полученные в результате экспериментальных исследо-ваний. Эти амплитуды в дальнейшем были использованы в каче-стве исходных данных при практических расчетах напряженного состояния трубопровода при колебаниях. Следует отметить что при наиболее часто встречающемся в море нерегулярном волне-нии колебания ТС обычно меньше, чем при соответствующем по

139.

Рис 5(9, Зависимость амплитуд колебаний судна от высоты волны 3|%-ной обес-печенности:

Л в — амплитуды килевой и бортовой качки, градусы; т), р — амплитуды вертикальных и горизонтальных колебаний, м

Рис. 6(0. Перемещение конца стингера при колебаниях ТС: / — дно моря; 2 — трубопровод; 3 — концевой ролик; 4 — стингер; S — баржа

высоте регулярном волнении, поэтому его следует считать пре-дельным для нерегулярного волнения.

Как указано в "гл. 5, ТС испытывает различные виды качки со следующими амплитудами: вертикальной ах, килевой г̂ з, бортовой 0 и горизонтальной ау. При расположении стингера со смещени-ем к борту (рис. 60) на расстояние k от диаметральной плоскости

140.

общее перемещение конца его может быть определено по следу-ющим формулам:

максимальная амплитуда перемещений в вертикальной плос-кости

Бтв == (L/2 + /сх) + ах + k 0 ; (73) максимальная амплитуда перемещений в горизонтальной

плоскости £mr = atJ + hx © , (74)

где L — длина ТС; /„ — длина стингера; /zi — расстояние от ниж-него конца стингера до поверхности воды.

Рассмотрим трубопровод на участке между концевой опорой на стингере и дном, представив его как однопролетную балку конечной жесткости, опирающуюся на стингер и дно. Изменением длины балки в процессе колебаний пренебрегаем. Динамическая реакция балки характеризуется изменением во времени как фор-мы, так и амплитуды колебаний. Такой процесс обычно описыва ют с помощью системы уравнений с несколькими степенями свободы. Наиболее эффективный метод определения перемещения элементов балки — метод конечного элемента (МКЭ) . Балку раз бивают на определенное число малых элементов, соединенных между собой узловыми точками. Перемещения узловых точег принимают в качестве обобщенных координат балки. Характерис-тику всей балки определяют путем вычисления перемещений от-дельных конечных элементов и их последовательного сложения. Любой конечный элемент имеет две узловые точки по концам, где он сопрягается с другими конечными элементами балки. Если учи-тывать только поперечные элементы в одной плоскости (исключив продольные перемещения), то каждый узел имеет две степени свободы — вертикальное перемещение и поворот. Следовательно, любой конечный элемент имеет четыре степени свободы.

В каждой точке балки приложены следующие силы: внешняя нагрузка Pi(;t) и силы, вызванные колебанием балки (сила инер-ции /ji, сила сопротивления (затухания) fDi, сила упругости / s i ) . При действии на балку продольной растягивающей силы, парал-лельной первоначальной оси элемента, возникает дополнительная составляющая сил, действующая в направлении узловых переме-щений fei. Д л я каждой из четырех степеней свободы по условию равновесия сил уравнение динамического равновесия записывает-ся в виде

fa + fat + ftl + foi = Pi (t), (75) где i= 1 - M — порядковый номер степени свободы.

Каждую из рассмотренных сил удобно выразить через систему коэффициентов и перемещений концевых точек балки. В этом случае, например, для сил упругости можно записать

fsi = kn Vx + kn V2 + k13 V3 + ku V4 , где V{, V2 поступательные перемещения в вертикальной плос-

141.

кости узловых (концевых) точек конечного элемента; 1/3, V4 — угловые перемещения тех же точек; k — коэффициент влияния жесткостей.

В этом случае для каждой степени свободы можно составить еще три аналогичных уравнения. В матричной форме такая си-стема упругих сил записывается в виде

-fsl ' hi hi hi hi R V J "

fs 2 hi hi ha hi V2

fs 3 hi h'i ha hi V3

L/S 4 hi ha hi _

или в символической форме fs=kV. Аналогичные по структуре матрицы для сил сопротивления

можно записать через коэффициент влияния затухания Сц, для инерционных сил — через коэффициент масс т ц , для продольных сил — через коэффициент влияния жесткостей kGij, определяемых геометрией балки. Эти коэффициенты представляют собой силу, соответствующую координате при единичном перемещении, ско-рости, ускорении координаты /.

В символической форме уравнение динамического равновесия с учетом всех сил в матричной форме записывается в виде

mV + cV + kV + k0 V = P (t), (77) где т, с, k, kG — матрицы соответственно масс балки, сопротив-ления, жесткости и геометрической жесткости.

Из теории колебаний {181 известно, что любая сложная форма изгиба балки V(х) может быть выражена как сумма простых форм перемещений г|з„(х), т. е. V (х) = ^ z n ^ n ( x ) . Здесь для

п любой заданной функции перемещений т[)п(*) общая форма коле-баний V(x) балки зависит от амплитуды z„, которая рассматри-вается как обобщенная координата.

Уравнение движения балки в обобщенных координатах можно получить с помощью выражений для работы и энергии [18] по принципу Гамильтона. При этом обобщенная жесткость

i k* = j EI (х) (i|/')2 dx- (78)

о обобщенная геометрическая жесткость

i k*G = N f (i|/)2 dx-, (79)

б обобщенная масса

i m* = j m (x) ^ dx- (80)

• о 142.

обобщенная эффективная нагрузка L

Р* = — Упер j т (х) oj) d x ; о

обобщенное затухание L

С* = j с (х) ф2 dx,

(81)

(82)

где 1/дер — перемещение основания, т. е. ускорение точки опоры, стингера.

Примем функции, перемещений в виде полиномов, удовлет-воряющих узловым и внутренним условиям непрерывности, на-пример для левого конца элемента

+ 2 и 1р3 (х) = х 1 —

для правого конца элемента

^ ( x ) = 3 ( j - ) 2 - 2 и ip4(*) = L

— 1

Д л я конечного элемента однородной балки после подстановки функций перемещений iji в формулы (76) получаем последова-тельно:

матрицу жесткости, в которой L обозначена длина конечного элемента

(83)

~ 6 6 3 L 3 L " 2E1 — 6 6 — 3 L — 3 L L? 3 L — 3 L 2 L2 L2

- 3 L — 3 L L2 2 L 2

матрицу обобщенной геометрической жесткости, где N обоз-начена продольная растягивающая сила,

N 30 L

•36 — 36 36 36 3 L — 3 L 3 L — 3 L

3 L 3 L - 3 L — 3 L 4 L2 — L2

-LP- 4 L2

(84)

матрицу распределенных масс, где ' т на единицу длины,

156 54 22 L — 1 3 L "

/я Z. 54 156 13 L —22 L 42(Г —22 L 13L 4 L 2 —3 L2

V»

. — 13 L —22L — 3 L 2 4 L2 _

V2

V3

l v t J масса трубопровода

(85)

143

матрицу затухания, где он, Mi соответственно модальный параметр затухания, частота и масса i формы колебания,

{fcffliA*! О О О

О g2co2yW2 О О

О 0 Ъ 3 щ М 3 О

О О О £4С04М4 -

К

v3

_ i - 4 _

(86)

При гармоничном перемещении одной из опор балки (sincof) внешняя нагрузка может быть определена из выражения

~ 1 I i 2 я ~ 2 я п I /

2 я 2 я

V,

V* (87)

Д л я упрощения расчета функции вертикальных перемещений можно принять линейными: ij)i = l—x/L\ ij)2 = x/L. При отсутствии внешнего изгибающего момента на концах элемента обобщенная сила Р3=Р4=--0 (эти силы соответствуют повороту сечения У 3 = в а и У4 = вб). Форма внешней нагрузки вдоль всей балки принята

„ . 3 i . „ равной sin — и — , где г, п — порядковый номер и общее число 2 п

конечных элементов. Уравнение колебаний (77) в матричной форме обычно реша-

ется на ЭВМ, для чего во В Н И И С Т е составлены соответствующие программы.

Динамический расчет трубопровода методом конечных элемен-тов со многими степенями свободы для каждого элемента позво-ляет определить характеристики колебаний с достаточно высокой точностью. Д л я приближенных расчетов, удовлетворяющих реше-нию инженерных задач, может быть использована одномерная модель балки с одной степенью свободы, т. е. модель, учитываю-щая лишь одну, главную, форму колебания. Динамическая реак-ция такой модели определяется решением одного дифференциаль-ного уравнения движения. Естественно, что решение этого уравне-ния будет только приближением к действительному динамическо-му воздействию на трубопровод, а точность его в большой мере зависит от правильности выбора формы колебания. Как показали экспериментальные исследования, главная форма колебания балки 3 х хорошо аппроксимируется функцией ij>(x) = s i n — i t •—. Если

2 / подставить эту функцию в уравнения (78) — (82), а полученные значения т*, ка. Р*, С* в формулу (77), то получим уравнение движения балки в обобщенных координатах

dt2 , „ dy . I 81 я4 г, , . 9 я2 \ - f C * — j - + | El -\ 1у = —mVпеп. Х dt \ 16/4 ^ 4/2 j Р (88)

144

— № х У а

Разделив это уравнение на т и обозначив через 2ц = — m2g

1 / 81 я4 9 я2 \ и через Р2 = — EI - \ ЛП , получим следующее урав-т \ 161* 4l2 j

нение колебаний: 'y + 2\iy+P*y = -V„eP. (89)

Левая часть уравнения (85) представляет собой свободные колебания трубопровода (при У = 0 ) . Из этого уравнения можно определить частоту собственных колебаний трубопровода

р _ 9я 3п 2 Г Е1 Д ANi2

~ I2 У т V 9 я2 п2 £ / (90)

где п—1,2, 3... — число, определяющее тон колебаний. Если принять колебания опоры трубопровода в виде гармони-

ческой функции 1/ст sin(оз^+б) и подставить ее в правую часть уравнения (89), то решение этого дифференциального уравнения есть сумма общего решения у\, соответствующего- од-нородному уравнению, и частного решения у2, соответствующего неоднородному уравнению:

У = У1 + Уг = * [Cj cos V P 2 — fi21 4- C2sin j / P 2 — ц2 / -+

sin (со / + 3 — e), (91) Y(P* — со2)2 + 4 fj.2 oo2

где Ci, Ci — произвольные постоянные; = —

Первое слагаемое в выражении (87) представляет собой за-тухающие свободные колебания, происходящие вследствие на-чального отклонения трубопровода от положения равновесия и сообщенной ему начальной скорости. По истечении некоторого времени свободные колебания исчезнут и останутся только вы-нужденные

Уг = Уст со2 sin(co/ + 6 —е) . (92) У ( Р 2 — со2)2 + 4 ц2 со2

Как видно из формулы (92), амплитуда вынужденных коле-баний у& пропорциональна статическому отклонению уСТ и отли-чается от него только коэффициентом динамичности

S = 1 , т. е. уа = у„ S .

, О)2 J + 4 Р2 Ц2

Таким образом, отношение yJyCT зависит только от отношения частоты Р/со и сопротивления ц. При большой частоте возмуща-ющей силы по сравнению с собственными колебаниями трубопро-водов (<о>Р) коэффициент динамичности становится равным 1.

6 Зак. 489 ' ,J45

Это значит, что амплитуда динамичных колебаний одинакова со статическими прогибами уст. Динамическая жесткость стержня равна его статической жесткости. Таким образом, без большой погрешности для результатов расчетов задачу о колебаниях стержня можно свести к статической задаче о продольно-попереч-ном изгибе стержня, а действие динамической нагрузки прирав-нять к действию эквивалентной статической нагрузки. Практиче-ский расчет динамического коэффициента для морских трубопро-водов дает следующие результаты: частота возмущающей силы и)-= 1,01-М,7 4 1/с; частота собственных колебаний Р~ 0,2-f-4-0,13 1/с; динамический коэффициент S— Л,02-f-1,04.

Из уравнения поперечно-продольного изгиба можно определить форму прогибов оси трубопровода, учитывающую граничные ус-ловия задачи и двумерный характер колебания в двух плоскос-тях: вертикальной (ху) и горизонтальной (xz ) . Если считать эти колебания независимыми, то получим два уравнения для опре-деления прогибов и моментов:

d? у ~ г о (• % х . 0 X —— = — т Бт 1 со2 (sin — те sin 3 те — dx2 4 2 г /

d*z — „ j . з I

dx* dlz N = тБ, >m2 <o2(sin— те — sin 3 те —\

\ 2 I I )

(93)

(94) dx* dx2

где Бть Бт2 — амплитуда колебания опоры на стингере в вер-тикальной и горизонтальной плоскостях.

Решение дифференциальных уравнений четвертого порядка дает значение моментов и перерезывающих сил. Например, для вертикальной плоскости они следующие:

М = ЕI у" = т a212 Sa «о

8Д ml 81 я4

1 sin

4 1 *

-4- — sin 3 те — 8 /

1 я + EJ— — Бmi ф

и (

2

sh ф х

+

ch ф I

— Е1 ml • t|) / /ф— 1

фа sh ф х sh ф /

Q =mco2/S — СОо

•>т 1

+ EI — 3 5ml ф!

54 я3

ch ф х

• COS те 2

те b COS 3

- E I - фл ch ф x

+

(95)

(96)

где Sa

1 + N l2

ch ф / / ф — 1 1 sh ф /

— коэффициент, учитывающий влияние рас-

4Е I я2

тягивающей силы на амплитуду колебания; ф= ^ / " ^ у ! w o —

частота соответственно вынужденных и нормированных колебаний (со0=|1/с). .

146.

Рис. 61. Изменения изгибающего момента ло длине тру-бопровода, полученные расчетным (1) и опытным (2)

путем: 1 — дно, U — стингер

Форма прогибов, как правило, близка к заданной, т. е. Г, . 3 X Ьт 1 sin 7Г .

1 1 Решение дифференциального уравнения горизонтальных коле-

баний (94) дает аналогичные зависимости для прогибов и мо-ментов. Необходимо только подставить соответствующее значение амплитуды колебаний Бт2 и, если не учитывать «рысканье» бар-жи, значение а|з/=0.

Д л я подтверждения принятой методики расчета динамических характеристик трубопровода при его укладке с трубоукладочного судна в опытном бассейне института Гидромеханики АН УССР были проведены экспериментальные исследования на моделях. В масштабе 1 :38 была изготовлена трубоукладочная баржа (ти-па ТС «Сулейман Везиров») со стингером и якорной системой удержания на точке. Вместе с имитирующей трубопровод пласт-массовой трубкой необходимой жесткости, имеющей обмотку из клейкой пленки (для увеличения диаметра) и тензодатчики, ко-торые замеряли напряжение в различных точках вдоль трубы, модель баржи была установлена в опытном бассейне. На эту си-стему оказывали воздействие волны, создаваемые специальным волнопродуктором. Перемещения баржи (качка) , натяжение тро-сов якорной системы, напряжения в трубопроводе непрерывно записывались осциллографом. Одновременно из подводного бокса велась киносъемка процесса колебания трубопровода в воде на фоне специальной решетки для определения формы колебания трубы. В-результате испытаний были получены принципиально

6* Зак. 489 147

важные для понимания механики процесса колебания вы-воды:

во времени колебания носят периодический характер, их форма хорошо аппроксимируется гармонической функцией;

колебания конца стингера и, следовательно, всего трубопрово-да происходят как в горизонтальной, так и в вертикальной плос-костях;

формы динамического и статического прогибов в принципе идентичные и соответствуют S-образной кривой; максимумы изги-бающего момента вдоль трубопровода совпадают;

величина динамических напряжений для реального диапазона волн, при которых эксплуатируется ТС, составляет 20—30% от статических напряжений при укладке трубопровода;

собственная частота колебаний трубопровода во всех реальных случаях намного ниже частоты волнения, т. е. возмущающей силы.

На рис. 61 приведено сопоставление результатов расчета изги-бающего момента для трубопровода в вертикальной плоскости по приближенной формуле (96) и данных, полученных в результате экспериментов по определению динамических составляющих тех же характеристик. Из графика видно, что совпадение результатов расчета и эксперимента удовлетворительное. При этом характе-ристики трубопровода были следующие: / = , 0 , 8 см4, Е= = 260 000 Н/см2, 1=850 см, А =,11,84 см, т = 0,00178 кг/с2, N= = 10 Н, «0 = 5,56 1/с,

Интересно отметить, что частота собственных колебаний перво-го тона, полученная из формулы (90) для этого трубопровода, составляет 0,1704 1/с, а частота, рассчитанная по формуле Релея для фактической формы изогнутой оси трубопровода и изгибаю-щего момента

0,139 1/с, т. е. точность также вполне удовлетворительная. На рассматриваемый нами стержень на участке между конце-

вым роликом и дном воздействует также морское течение, рас-считываемое по формуле

При этом возникает усилие, параллельное потоку. Д л я непод-вижной преграды коэффициент сопротивления Сх можно принять равным 1,2.

Если нет достоверных данных, полученных в результате океа-нографических исследований, при расчете возникает сложность определения действительного распределения течения по глубине. В этом случае приходится пользоваться различными допущения-

J т г|з2 й х о

(97)

148.

ми и условностями. Так, на-пример, часто принимается, что скорость течения на дне в два раза меньше скорости по-верхностного течения, т. е. на-грузка распределена по трапе-ции. Эта условная нагрузка не отражает всего разнообразия реально встречающегося тече-ния, но в большинстве случаев она не меньше реальной на-грузки. Следовательно, для практических расчетов нагруз-ку от течения можно предста-вить в виде равномерно рас-пределенной вдоль трубопрово-да нагрузки Р ив виде тре-угольной нагрузки Pi у стин-гера.

Уравнение продольно-попе-речного изгиба для этого слу-чая имеет вид

dl у

i4u3,H/MMz

Рис. 62. Зависимость напряжений от диа-метра трубопровода и высоты волны

при регулярном волнении: / — /1=4,4 м; 2 —А = 2,4 м

El — N d2 у

dx2 = — P —

P i * I

Общее решение уравнения (98) запишется как + Pi* 3

6 IN

(98)

(99)

При использовании граничных условий задачи уравнение уп-ругой линии примет вид:

Р ( 1 - c t i f l x ) Р (ch;p / — 1) + Pi У ~ л/рз N p s h p /

Рис. 63. Нагрузка на концевой опоре стингера при колебаниях; а, б —концевая и промежуточная опоры стингера; /—трубопровод , 2 — стингер

149.

P ( c h P / - l ) + P l s Р ^

wp2shp/ 2N 61N а уравнение для определения изгибающего момента —

\ N м ^ JV.shp/ ^ N IN )

где

Результаты расчета изгибающих напряжений для трубопро-водов различных диаметров при разном волнении представлены на графике (рис. 62). Следует отметить, что течение может дей-ствовать на трубопровод одновременно с колебаниями ТС в го-ризонтальной плоскости. В этом случае общее напряжение может быть найдено путем суммирования напряжений по длине трубо-провода от обоих видов нагрузки.

При значительном волнении в результате изменения реакции на концевых роликах стингера и отрыва вследствие инерционной нагрузки при.колебаниях трубопровода от опор может произойти удар трубопровода о ролики, который приведет к повреждению трубопровода.

Рассмотрим величину опорной реакции на концевом ролике стингера (рис. 63). З н а я вес трубопровода в воде, можем полу-чить нагрузку Р 1 , зная инерционные силы при колебаниях

левой части трубопровода длиной / ,— нагрузку ±QHh {ее опреде-ляем по формуле (96) ] , зная параметры волн, — нагрузку <ЗВОл-Инерционную нагрузку на участке от а до б можно определить по приближенной формуле

Qa6un = BmOi2(Pm + Pa)-J- •

Условие для существования положительного значения опорной реакции (т. е. отсутствие отрыва трубы) записываем следующим образом:

р I ± L > Q m + Q a 6 m + QBOn . (Ю2)

Явление отрыва от опоры и удара трубопровода нежелательно при эксплуатации ТС, поэтому необходимо рассчитать условия, при которых работа ТС безопасна.

Пример 5. Рассчитаем предельное состояние трубопровода сечением 800Х Х 1 8 мм при следующих исходных данных: £ т = 335 см, ^ = 1 6 6 7 см, т = = 0,0195 кг/см, 1 = 22176 см, Р = 1 5 , 4 Н/см, .Я/гВОл = 30-3 м, <а=1 ,12 1/с N= = 450 000 Н, £ / = 67,6- 1 0 й Н-м 2 .

Опорную реакцию от инерционной нагрузки провисающей части трубопровода рассчитываем по формуле (96), она составляет 102 800 Н. Опорная реакция в инерционной «агрузке в пролете между роликовыми опорами составляет 71 330 Н.

150.

Опорную реакцию от волновой нагрузки определяем путем расчета верти-кальной составляющей волнового давления (СНиП I I -57—75) . Она составляет 16 670 Н.

О б щ а я положительная реакция на концевой опоре

1 + 1 г г 221 7 6 0 + 16 670 " = 1,54 — = 183 ООО Н .

2 2

О б щ а я отрицательная реакция на концевой опоре

Зин + Qa6 ин + «вол = 1 0 2 800 + 71 330 + 16 670 = 190 810 Н.

Трубопровод не опирается на концевой ролик, так как реакция на опоре от-сутствует.

Расчеты для трубопровода сечением 3 2 5 X 1 4 мм аналогичны. В этом случае нагрузки на концевой ролик

Р ~ ~ — = 40500 Н > < ? „ „ + Q a 6 и н + 0 В О Л = 20 260 Н,

из чего следует, что для трубопроводов небольшого диаметра ' (300—400 мм) практически во всех случаях эксплуатации сохраняется положительное значение опорной реакции на концевом ролике, т. е. явление удара трубопровода о ролик маловероятно.

В вертикальной плоскости на трубопровод одновременно могут действовать следующие статические и квазистатические нагрузки: нагрузка от веса трубопровода в воде, инерционная нагрузка при вертикальных колебаниях стингера, в горизонтальной плоскости — нагрузка от течения, инерционные нагрузки от горизонтальных колебаний стингера. Д л я правильной оценки напряженного со-стояния трубопроводов необходимо вычислить изгибающие мо-менты и перерезывающие силы в двух плоскостях (вертикальной и горизонтальной), суммируя при этом вдоль трубопровода на-пряжения, вызванные разными по характеру силами. Например, при умеренном морском течении наибольшие изгибающие напря-жения наблюдаются в вертикальной плоскости. Их получают путем суммирования изгибающего момента вдоль трубопровода от веса трубопровода в воде (статический расчет укладки) и инерционной нагрузки от колебаний баржи (динамический рас-чет). Полученный при этом максимальный изгибающий момент принимают за расчетный.

На рис. 64 показаны напряжения, возникающие в. трубопрово-дах с сечениями 1020X20, 800X18 и 325X14 мм при воздействии на ТС нерегулярных волн различной интенсивности. Расчеты про-ведены для условий, указанных в ранее приведенных примерах.

Д л я оценки возможности использования при укладке тех или иных труб необходимо знать, во-первых, допускаемые напряжения, во-вторых, характеристику стали, например предел текучести а т . Эти показатели полностью определят предельные напряжения при эксплуатации ТС и, следовательно, высоту волны (см. рис. 64).

По данным В Н И И С Т а допускаемые напряжения при укладке труб с ТС составляют (0 ,8+0,85) ICT t. Если принять аДоп = 0,85 о т и для укладки использовать трубы, изготовленные из сталей с раз-личными характеристиками предела текучести (например, из обычной нормализованной углеродисто-марганцовистой стали с

151.

h

100 300 500 d, Н/мм |2

Рис. 64. Зависимость напряжений в трубопроводе от высоты волны 3%-ной

1—3 — напряжения в трубопроводе сечением 325X14 мм для ТС соответственно стоящего вразрез к волне при курсовом угле волн (КУВ) 0", с учетом смещения при К У В 0°, при К У В 45—90е; 4—6 — напряжения в трубопроводе сечением 800X18 мм для ТС соответственно стоящего при К У В 0°. с учетом смещения при К У В 0°, при К У В 45—90°; 7 — напряжения в трубопроводе сечением 1020X20 мм при К У В 90Р; 8.9— предел текучести и временное

сопротивление материала соответственно при а д о п =323 Н/мм 1 и Стд0п =391 Н/мм а

стт = 380 Н/мм 2 н из низколегированной стали с регулируемой тем-пературой проката и стт=460 Н/мм 2) , то, нанеся на рис. 64 две прямые, параллельные оси ординат, соответствующие допускае-мым напряжениям, получим следующие ограничения для эксплуа-тации ТС типа «Сулейман Везиров»:

Н а п р я ж е н и я кТдоп, Н/мм 2 . . . . . . . . . 391 340 323 Высота волн, м: ч

при курсовом угле подхода волн к диаметральной плос-кости судна 45—90° . , . , . , . 2 , 4 1 ,5 1,1

Таким образом, возможность эксплуатации ТС в большой степени зависит от качества материала труб. Использование труб из высокопрочных материалов позволяет проводить работы при высоте волны, в несколько раз превышающей допустимую, и, сле-довательно, повышает эффективность работы трубоукладчика (особенно при укладке труб большого диаметра) . Значительного увеличения допускаемого волнения можно добиться также сни-жением коэффициента безопасности, например доведением (аДоп до (0,85-=-0,9)igrT, однако это в каждом конкретном случае должно быть обосновано. Д л я трубопровода диаметром 300—400 мм ха-рактеристика материалов не играет решающей роли в организа ции укладки трубопроводов с ТС.

обеспеченности:

при КУВ 0° 3 , 7 2 , 4 1 ,5

153.

РАСЧЕТ СТОЯКА

Стояк трубопровода, устанавливаемый у морской платформы, представляет собой вертикальный гибкий стержень с конечной жесткостью, свободно опирающийся у дна на морской грунт или платформу, а над водой — на верхнюю опору платформы.

Вследствие большого соотношения длины стержня и его высоты при значительной поперечной нагрузке кривизна стержня 1 [R зачастую становится сравнимой с его гибкостью. Это приводит к появлению изгибающих напряжений, значительных растягиваю-щих сил и цепных напряжений. В основу расчета подобных стерж-ней можно положить теорию Кармана — Кирхгофа, которая осно-вывается на более точных и общих допущениях по сравнению1 с известными формулами сопротивления материалов, основанных на гипотезе плоских сечений и отсутствии нормальных напряжений в-площадках, параллельных оси балки:

стержень имеет столь малые поперечные размеры, что сово-купность точек, лежащих на одной прямой, перпендикулярной к серединной плоскости стержня, до деформации остается нор-мальной к серединной плоскости после деформации;

нормальными напряжениями в плоскостях, параллельных се-рединной поверхности, по сравнению с другими напряжениями можно пренебречь.

С учетом данных допущений (в их основе лежит так называе-мая гипотеза «прямых нормалей») и некоторых менее значитель-ных упрощений была получена система уравнений деформации применительно к пластинам и балкам-полоскам,

г, , у d2u , .

(103) du _ N 1 id у \2

dx ~ EF 2 \ d x ) ' где N — продольные растягивающие силы в стержне; и —переме-щение точек серединного слоя стержня.

Интегрирование системы дифференциальных уравнений (103) затруднено наличием нелинейных членов. Решение их можно по-лучить лишь при использовании приближенных способов, напри-мер в форме тригонометрических рядов. Оно ищется в форме

00 L. . R Л X

У — ^d ak s i n / ' г д е аь — неизвестные постоянные ряда .

Внешнюю нагрузку рассмотрим в виде двух составляющих: рас-

пределенной нагрузки от течения q\-\-q2~f ( в в и д е трапеции) и распределенной нагрузки от волнения q3 = |L х~с q3t где с —

I — с расстояние от дна до нижней точки начала нагрузки (в виде треугольника в верхней части стержня) . Р а з л о ж и в нагрузку в тригонометрические ряды и приняв граничные условия j t = 0 , х=

d1 и — I, y = 0 , E I — — = 0, можно определить неизвестные посто-d х2

янные ah:

£ I ( i f ) 4 ak + (k «//)« al=-^-q i + ~r~ ^ + \ l / 4 ft я kn •

J2?3 U — c — sin -AiL£_V (Ю4) (l — c ) k n \ kn I J

Р е ш а я это уравнение, можно определить неизвестную постоян-ную ак д л я любого значения k. С любой степенью точности можно рассчитать N и Л1изг:

1,3,5

N n*EF 412 . k

МИЗГ= ' 2 E I ^ f - J a k s i n ^ - . (106) k

Необходимо иметь в виду, что стояк по высоте может иметь дополнительные точки опоры. В этом случае к а ж д ы й участок сле-дует рассматривать как независимый стержень, учитывая незна-чительное влияние способа заделки концов стержня на наиболь-шие напряжения в нем.

Пример 6. Рассчитаем стояк, имеющий опоры лишь на дне и над поверх-ностью воды, на который действует внешняя нагрузка от волн ( / Л = 9 - 9 0 м, flm«4=l м/с). Стояк имеет следующие параметры: DH = 0,35 м, / = 2 1 000 см4, U7=1290 см3, F = 1 3 6 см2, / = 1 0 4 см.

Путем расчета лобового давления на стержень по формуле (97) определяем fli = l,23 Н/м и <72=1,23 Н/м, т. е. скорость течения у дна о т е ч = 0 , 5 м/с. На-грузку от волнения рассчитываем по формуле СНиП II-57—75 как для непод-вижного стержня с последующей заменой полученной фактической экспоненци-альной кривой нагрузки на эквивалентную ей треугольную нагрузку со значением максимального давления q3 = 29,2 Н/м и с = 79 м.

По формуле (104) определяем а, при fc=l:

2 10 е -136- (3 ,14 ) 4 , 2-108-21 0 0 0 - ( 3 , 1 4 ) 4 4 - 1 , 2 3 2 - 1 , 2 3 а, + ал = + 4

4 • 101в 1 Ю1» 3 ,14 3,14

2 - 2 9 , 2 I 104 3 ,14-7900\ _ ! _ 104 _ 7900 — sin , (104 — 7900) -3 ,14 \ 3 ,14 103 )

откуда ai = 79,1, ( 3 , 14 ) 2

Изгибающий момент M l m a x = 2 - 1 0 7 - 2 1 0 0 0 - - — - 7 9 , 1 = 3 320 000 Н/см, а 108

<M = 2 M i = 33 ,2-10 5 +13,6-10 5 +3 ,02-10 s 4-1 ,1 • 105+.. . = 52-105 Н/см. 3 , 1 4 2 - 2 - 1 0 ' • 1 3 6

Растягивающие силы . 7 , = — - 7 9 , 1 2 = 4 2 5 500 Н, a Т=2Т{ = 4- 10е

= 425 5 0 0 + 7 9 6 0 + 7 0 + ... = 433 600 Н. 52-10®

Изгибающие напряжения а И З г = —Г7Г7— = 4 0 3 0 Н/см2. 1290 I 433600

Цепные напряжения о ц е п = ~ = 3 1 9 0 Н/см2 . 136

Общие напряжения (ТИаг+ацеп = 4 0 3 0 + 3 1 9 0 = 7 2 2 0 Н/см2.

154.

При воздействии волнения стояк может совершать циклические колебания, которые становятся особенно опасными при совпадении собственных колебаний стержня с частотой внешнего воздействия (частотой волны), т. е. при явлении резонанса. Д л я проверки на резонанс можно воспользоваться методикой расчета, изложенной в гл. 6. По формуле (52) можно определить частоту вихревого потока, т. е. внешнего возмущения, а по формуле (90) — частоту собственных колебаний.

БУКСИРОВКА ТС И ПЛЕТЕЙ ТРУБОПРОВОДОВ ПО МОРЮ

При буксировке несамоходных ТС и плетей трубопроводов по морю могут возникнуть вопросы о выборе средств для буксировки, мощности буксирного судна, а также вопрос о необходимости про-верки прочности плети трубопровода при заданном волнении. При движении ТС плети трубопроводов испытывают сопротивление со стороны находящейся в покое жидкости (так называемое бук-сировочное сопротивление) и воздушное сопротивление, возрас-тающее с увеличением встречного ветра, а при возникновении морского волнения — дополнительное сопротивление, вызванное взаимодействием волн с буксируемым объектом.

При определении сопротивления любого тела в воде пользу-ются гипотезой Фруда о независимости составляющих сопротив-ления, вызванных вязкостью и весомостью жидкости, в связи с чем в гидромеханике жидкости сопротивление тела R слагается из трех составляющих: сопротивления трению RTр, волнового со-противления RB и сопротивления формы Rф

R = Ятр + RB + /?ф • (107) При движении тела у поверхности со значительными скоростя-

ми преобладает волновое сопротивление, при движении тела, за-глубленного в жидкость, и неудобообтекаемости его формы —• сопротивление, обусловленное вязкостью жидкости (вихревое сопротивление). Сопротивление трения определяют через ско-рость V.

ЯтР = (Ю8)

где | т р — коэффициент трения [для гладкой пластины его обычно определяют по эмпирической формуле Прандля — Шлихтинга: §тр = 0,455 i[(lg Re)2 '5 8]; р — массовая плотность воды, Q — пло-щадь смоченной поверхности тела.

Экспериментальные исследования - судов с корпусом в виде прямоугольного понтона [15] показали, что на долю сопротивле-ния формы приходится около 80%, а на долю волнового сопро-тивления— 20% от общего сопротивления воды. Незначительную величину составляет сопротивление трения, которое в расчетах можно не учитывать. По результатам указанных опытов для судов прямоугольной формы с соотношением длины L, ширины В, осад-ки Т понтона L/B = 2ч-3, В / Г = 6 ч - 1 0 получена зависимость между буксировочным сопротивлением Re и скоростью буксировки и

155.

/?б =С JLSvn+kv — 2 L

(109)

где С, п, k — коэффициенты обтекания для понтона прямоуголь-ной формы (С= '1 ,2 ; п—1,7; fe = 0,15); S — площадь погруженной части поперечного сечения судна.

Расчет по этой формуле можно проводить в основном при малых скоростях буксировки (до 3 м/с). Если необходимо учесть влияние морского волнения на сопротивление судна, можно вос-пользоваться зависимостью для нерегулярного волнения с высотой волны 3%-ной обеспеченности, полученной в результате обработки экспериментальных данных при буксировке моделей прямоуголь-ного понтона,

?̂волн = 1,28 С2 S Лз% -)- Схз S v2,

где С2 = 0,28; Сж3 = 0,063. При движении судна по морю к буксировочному сопротивле-

нию необходимо прибавить сопротивление ветра (см. гл. 5). Д л я определения буксировочного сопротивления плетей трубо-

проводов в опытном бассейне института Гидромеханики АН СССР были проведены экспериментальные исследования с их различны-ми моделями:

плети отличались масштабом, оснасткой и формой понтонов, расстоянием между ними, способами транспортировки плетей (на воде, под водой, вблизи дна) . По результатам этих опытов, а т а к ж е на основе натурных замеров при буксировке плетей трубо-проводов в море были установлены общие закономерности сопро-тивления плетей трубопроводов при движении как на тихой воде, так и на волне;

рекомендуемые в настоящее время формулы для расчета со противления плети [7] не учитывают взаимного гидродинамиче-ского влияния понтонов друг на друга, следовательно, при расчете сопротивления может возникнуть погрешность, в несколько раз превышающая действительное сопротивление плети, значит ис-пользование этих формул для подсчета сопротивления плети недо-пустимо;

основное, сопротивление при буксировке создают понтоны (до 80—90% сопротивления при движении плети вразрез волнам и вдоль морского течения); в целом при буксировке плети основную долю сопротивления (около 80%) составляет сопротивление формы, т. е. вязкостное сопротивление, и лишь 7—12% —волновое сопротивление плети, связанное с образованием системы волн за каждым понтоном при буксировке на тихой воде; сопротивление трения плети, оснащенной одиночными короткими понтонами, не-велико и обычно составляет не более 10—15%;

при буксировке плети при волнении по поверхности моря со-противление ее возрастает в несколько раз и становится преобла-дающим в общем сопротивлении;

при движении плети под углом к потоку (морскому течению)

156

и волнам сопротивление плети возрастает в несколько раз и ста-новится опасным для прочности транспортируемой плети.

Полное буксировочное сопротивление плети R трубопровода с учетом встречных регулярных волн и течения (встречного или по-путного) рекомендуется определять по формуле

R = СТр ScM V2 ~"Ь Сост.тр ~~ 5тр U2+°'08u -}-

+ G0CT.n f-KnKr.B К. в 5п Vm*v + Св Кв К: Sn Kl (ПО)

где С т р = 2 , 5 - Ю - 3 — коэффициент трения обетонированного трубо-провода; Sсм — площадь смоченной поверхности трубы и понто-нов; и — скорость буксировки плети; Сост.тр, Сост.п — коэффициент остаточного сопротивления соответственно трубопровода и понто-нов (СОст.п=0,26); 5 т р — площадь поперечного сечения трубопро-вода; Кп — коэффициент, учитывающий число понтонов в плети; Кт.в, Кв — коэффициент, учитывающий влияние шага между пон-тонами соответственно для сопротивления на тихой воде и при волнах; Кт.в, Кв — коэффициент, учитывающий влияние формы понтона на сопротивление соответственно на тихой воде и при волнах; 5П — суммарная площадь поперечного сечения всех пон-тонов; С в = 2 0 — коэффициент гидродинамического сопротивления

плети при действии волн; К = 1/ —— + — частота у 2я

встречи плети с волной; hB, Л,в — соответственно высота и длина волны.

При строительстве подводных трубопроводов плети оснащают самыми разнообразными понтонами. Наиболее распространены цилиндрические одиночные или спаренные понтоны с соотноше-нием длины и диаметра 2ч-2,5. На Каспийском море широко ис-пользуют спаренные цилиндрические понтоны небольшой грузо-подъемности. В качестве стандартной плети при моделировании была принята плеть трубопровода с наружным диаметром (вместе с бетонным покрытием), равным 1200 мм. Она имела парные понтоны конструкции Гипроморнефтегаза (грузоподъемность 2,8 т, шаг между понтонами вдоль трубопровода равен восьми диамет-рам понтонов). Д л я безопасности эксплуатации плети понтоны должны иметь определенный запас плавучести, позволяющий устойчиво поддерживать плеть на поверхности моря и ограничи-вающий ее погружение под действием волн во избежание излиш-них напряжений в трубопроводе от изгиба. Этот запас плавучести принят равным 20% от грузоподъемности понтона. Всякое откло-нение от рассмотренной стандартной плети учитывают с помощью различных коэффициентов.

Первое слагаемое в формуле (ПО) представляет собой сопро-тивление трения всей плети, второе и третье — соответственно ос-таточное сопротивление трубопровода и понтонов, четвертое — сопротивление, вызванное встречными волнами. Коэффициент

157.

Сост.п в значительной степени зависит от скорости буксировки плети и при п = 24-5 м/с может быть определен по приближенной зависимости

С изменением длины плети меняется ее удельное сопротивле-ние, которое зависит в основном от числа понтонов п. Причем при определенном числе понтонов удельное сопротивление стано-вится постоянным: для стандартной плети при и = 24-2,5 м/с. Это достигается при « = 3 0 , при и > 2 , 5 м/с такой границей можно считать /г = 354-40. Определить влияние числа понтонов на со-противление плети можно с помощью аналитической зависимости:

3 1 3 1 при 5 < f t < 3 0 Кп = - ^ z r . при и < 5 и у = 24-5 м/с /С п = 3 '_ • +

! 2 У" ^ Н [1 — ) . Таким образом, если при укладке плети исполь-

зуется менее 30 понтонов, то при расчете буксировочного сопро-тивления второе слагаемое в формуле (ПО) необходимо умно-жить на Кп-

При изменении расстояния между понтонами in по сравнению со стандартным ( t n = 8 d H , где dH — диаметр понтона) сопротивле-ние плети может измениться значительно. Д л я выявления законо-мерностей изменения сопротивления по данной причине были про-ведены испытания моделей плети при изменении шага между понтонами от б до 48. Оказалось, что постоянное сопротивление цепочки понтонов устанавливается лишь при шаге, равном 48, при меньшем шаге сопротивление падает (особенно при шаге 6—10).

Полученные в результате опытов зависимости могут быть представлены в аналитическом виде как поправочные коэффи-циенты, учитывающие отклонение сопротивления данной плети по сравнению с плетью, имеющей нестандартное отношение,

для тихой воды

где — относительное расстояние между понтонами. Д л я оценки влияния формы понтонов на различные показатели

была проведена серия испытаний, результаты которых приведены в табл. 22. В качестве эталона была взята стандартная плеть с цилиндрическими понтонами. Из табл. 22 видно, что с точки зрения сопротивления для применения на тихой воде можно ре-комендовать цилиндрические парные и одиночные понтоны, хо-рошие показатели имеют также цилиндрические одиночные и сферо-цилиндро-конические понтоны.

п

для волн

158.


Схемы понтонов и коэффициенты обтекания

К т . в

при

к' в Понтоны Схема

[м/с о > 3 V ^ n

к' в

Парные цилинд-рические с гори-зонтальной осью

Парные сферо-цилиндро-кониче-ские с горизон-тальной осью

Парные чечеви-цеобразные с го-ризонтальной осью

Одиночные ци-линдрические с вертикальной осью (на тросе длиной 4 d.)

Одиночные ци-линдрические с го-ризонтальной осью

Одиночные в форме прямоуголь-ного понтона

Одиночные ци-линдрические с го-ризонтальной осью по всей дли-не трубопровода

При буксировке плети в заглубленном состоянии (на глубине нескольких метров) с помощью цилиндрических одиночных пон-тонов с вертикальной осью, соединенных с трубопроводом тросом, сопротивление движению понтона (в основном за счет колебания понтона в вертикальной плоскости) возрастает вдвое, следова-тельно, применение их нецелесообразно. Чтобы учесть при подсче-те сопротивления плети влияние формы понтона, третий член в формуле (110) необходимо умножить на /Ст.в (см. табл. 22).

При строительстве морских трубопроводов возможны случаи буксировки плети в условиях морского волнения, когда значи-тельно возрастает сопротивление плети из-за воздействия волн (особенно на понтоны). Д л я определения сопротивления были

C _ J

S §

1 1 2 , 3 1

1 1,1— 1,15

2 , 3 3 , 7 5 — 0 0 , 8

1 ,2— 1,25

1 , 2 -1,25

2 , 3 1 , 2 - 1 1,25

2—2,5 2—2,5 2 , 3 1,2

0 , 8 8 0 , 8 8 1 , 5 - 4 0 , 9

1,1 1,1 2 , 5 1,1

1,2 1,2 100 18,5

1 , 2 - 1 . 2

1,1

159

/

испытаны плети трубопроводов при встречном волнении (высота волны во время эксперимента 1,25 м, длина 22,5 ц, в натуре со-ответственно 2 и 32 м, что соответствует наибольшим значениям трех- и четырехбалльного регулярного волнения по шкале ГУГМС). Выяснилось, что в этих условиях коэффициент Са практически не зависит от числа понтонов в плети, т. е. при обтекании понтона волновым потоком каждый предыдущий (по ходу движения) понтон не оказывает влияния на последующий понтон в отноше-нии гидродинамических нагрузок. Это, по-видимому, связано с тем, что небольшой по размерам понтон (по отношению к фронту волны) не вносит существенного возмущения в волновое движение жидкости. При буксировке плети обнаружилось также , что сопро-тивление в незначительной степени зависит от осадки понтонов, т. е. от площади погруженной части понтонов. Это объясняется тем, что в соприкосновение с гребнем волны входит вся лобовая площадь понтона независимо от его осадки. Следовательно, при расчете площади сечения понтона 5П необходимо учитывать его полную площадь.

Ветровое волнение, как правило, носит нерегулярный характер. Давление на плеть нерегулярных волн отличается от нагрузки, вызванной регулярными волнами. В теории волн условно счита-ется, что сопротивление движению (например судна) при нерегу-лярном волнении только при очень высокой обеспеченности волн достигает сопротивления при регулярном волнении, но не превос-ходит его.

Был использован спектральный метод пересчета сопротивления при регулярном волнении на сопротивление при нерегулярном волнении, в основу которого положено представление о морском волнении как о стационарном случайном процессе, и получена формула для определения в этих условиях буксировочного сопро-тивления плети трубопровода, направленной вразрез волне. При этом в качестве характерного было выбрано волнение 3%-ной обеспеченности, общепринятой в нашей стране для расчетов гид-родинамических характеристик судов,

Я з % = С , 3 % f Snh3% (2,8 +v), (111)

где Схя% = 0 , 5 — коэффициент гидродинамического сопротивле-ния; h3% — в ы с о т а волны 3%-ной обеспеченности; v — скорость буксировки.

На рис. 65 приведены данные экспериментальных исследова-ний, полученные путем пересчета на натурные условия, буксиро-вочного сопротивления на тихой воде плети трубопровода, имею-щей диаметр (с бетонным покрытием) 1,2 м, длину 255,7 м, пло-щадь смоченной поверхности 1253,6 м2, число парных понтонов 32 шт., суммарную площадь поперечного сечения понтонов 57,6 м2.

Из рис. 66 видно, что д а ж е при небольшом волнении (в 3— 4 балла ) сопротивление движению увеличивается в 2—3 раза .

160.

При расчетах сопротивления не-обходимо учитывать наличие в рай-оне буксировки течения, например встречного. В этом случае к скоро-сти буксировки необходимо доба-вить скорость течения, которое уве-личивает сопротивление движению плети.

Пример 7. В Каспийском море были проведены испытания плети при строитель-стве т р у б о п р о в о д а м е ж д у о. Ж и л о й и Ш а -ховой косой. Д л и н а т р у б о п р о в о д а 1000 м, диаметр т р у б с изоляцией 0,24 м, число парных понтонов ( д и а м е т р 700 мм) 100; п л о щ а д ь погруженной лобовой части к а ж -дого понтона 0,7 м2 , с у м м а р н а я п л о щ а д ь лобового сопротивления понтонов и наве-шенных чугунных грузов 76 м2 , п л о щ а д ь смоченной поверхности 1107 м2 .

Б у к с и р о в к а о с у щ е с т в л я л а с ь в тихую погоду одним буксирным судном типа Р -376 мощностью 220 к В т на коротком буксирном конце. Скорость буксировки составила по. судовым -приборам на мерной миле 1,5 м/с, а тяга на гаке по п о к а з а н и я м динамометра , встроенного в буксирный конец, — 3,1-10 4 Н.

Определим буксировочное сопротивле-ние плети путем расчета по формуле (110)

Я = 2 , 5 - 1 0 : 1046

1 1 2 7 - 1 , 5 5 2 + 0 , 2 6 X

1046 • 1 . 1 , Ы - 7 6 - 1 , 5 5 2 -+ 0 ,134 =

= 3500 + 28 700 = 32 200 Н.

V, м/с

Рис . ббк Б у к с и р о в о ч н о е с о п р о т и в -ление плети д и а м е т р о м 1200 мм и

длиной 255,7 м: / — сопротивление плети R r на ти-хой воде, полученное расчетным пу-тем; 2 — то же, полученное в условиях опыта; 3 — удельное буксировочное сопротивление R^ 1 м трубопровода

При расчете буксировочного сопротив-ления у д о б н о пользоваться графическим способом определения скорости (рис. 67 ) . На этом рисунке в одном масш-табе нанесены к р и в а я тяги на гаке судна и к р и в а я буксировочного сопротивле -ния плети т р у б о п р о в о д а . При отсутствии т а к и х х а р а к т е р и с т и к тягу б у к с и р а м о ж -но принять приближенно , исходя из того, что 1 к В т мощности буксира соответ-ствует 136 Н тяги на гаке. Пересечение кривых I и 3 д а е т искомую скорость буксировки плети, к о т о р а я равна 1,57 м/с. С л е д о в а т е л ь н о , расчетное сопротивле -ние и скорость буксировки близки к экспериментальным, полученным в н а т у р -ных условиях .

При транспортировке плетей по поверхности моря возникает ряд трудностей, связанных со значительным увеличением букси-ровочного сопротивления при волнении, а главное, с опасностью появления в трубопроводе больших напряжений от воздействия волн и течения. В связи с этим при волнении 2—3 балла букси-ровка прекращается и плеть затапливается на дно моря в зону, недоступную для волнения, что значительно сокращает время, пригодное для строительства подводных трубопроводов, И увели-чивает опасность повреждения трубопровода при транспортировке.

При строительстве подводных трубопроводов на внутренних

161.

Рис. 66. Буксировочное сопротивление трубопровода диаметром 120.0 мм и дли-ной 255,7 м:

/ — общее на тихнй ход, рассчитанное по формуле; 2 — дополнительное от волн высо-той 1,25 м, длиной (22,5 м, полученное по результатам испытаний в бассейне, 3— то же, рассчитанное но формуле,; 4 — дополнительное от волн высотой 2 м, длиной 32 м; о — то же, рассчитанное по формуле (МО); 6 — общее с учетом волн высотой U,25 м. дли-

ной 22,5 м; 7 — то же, высотой 2 м, длиной 32 м

/?,кН 40

30

20

Рис. 6i7i. Расчет скорости бук-сировки плети длиной 1000 м и

диаметром 240 мм: 1,3 — сопротивление соответствен-но плети и судна; 2 — расчетное буксировочное сопротивление; 4 —

тяга в натурных условиях

1,0 1.5 Чм/с

водоемах и в море применяют и другие способы буксировки пле-тей, основанные на заглублении их под воду на значительную глубину (вне зоны волнового воздействия). На моделях были ис-пытаны различные способы буксировки заглубленного под воду трубопровода:

плеть с вертикальными цилиндрическими одиночными понто-нами, поддерживающими трубопровод в заданном положении с помощью тросов, погружена на небольшую глубину hT=4,5 dB\

основные парные цилиндрические разгружающие понтоны

162.

ном заглубления: / — с десятью вертикальными понтонами на волне; 2 — то же, на тихой воде; 3 — с пятью горизонтальными понтонами и цепями у дна на волне; 4 — то же, на тихой воде; 5 — с пятью парами горизонтальных понтонов на волне; 6 — с четырьмя горизонтальными н дву-мя вертикальными понтонами на волне; 7 — то же, на тихой воде; 8 — с пятью парами

горизонтальных понтонов на тихоп воде

вместе с плетью находились глубоко под водой ( А т = 1 0 d„), а небольшой запас плавучести обеспечивался двумя вертикальными цилиндрическими понтонами, тросами, соединенными с концами трубы;

илеть, оснащенная стандартными парными понтонами, букси-ровалась вблизи дна. Расстояние до дна регулировалось с по-мощью отрезков цепи, прикрепленных к трубопроводу, автомати-чески; при этом одна половина отрезка цепи волочилась по дну, а вторая — обеспечивала заданное расстояние {h = 4 dn) трубопро-вода от дна.

Результаты буксировочных испытаний вместе со схемами ос-настки плетей представлены на рис. 68. На основе сопоставления этих вариантов буксировки можно сделать следующие выводы. При буксировке плетей на вертикальных цилиндрических понто-нах вблизи поверхности значительно увеличивается сопротивление как на тихой воде, так и на волне. Кроме того, наблюдаются зна-чительные поперечные колебания понтонов на тросе, которые могут привести к обрыву их во время транспортировки плети.

163.

При буксировке глубоко погруженной плети значительно сни-жается сопротивление, вызванное волнением, однако из-за боль-шого сопротивления на тихой воде общего уменьшения сопротив-ления при буксировке не наблюдается. Вследствие погружения плети на значительную глубину нагрузки на трубопровод от волн будут гораздо ниже, чем при буксировке на поверхности моря.

Буксировка плети вблизи дна позволяет свести волновые на-грузки к минимуму (практически к нулю), но на тихой воде из-за фрикционного сопротивления цепей по дну сопротивление плети выше, чем при буксировке на поверхности. Общее сопротивление в этом случае примерно одинаково с сопротивлением при букси-ровке на поверхности моря. Продольная прочность при действии волновых нагрузок в данном случае обеспечивает самые мини-мальные напряжения, что особенно важно при транспортировке плетей на большие расстояния.

Д л я расчета гидродинамического сопротивления плети по ука-занным вариантам буксировки можно воспользоваться формулой (110). Однако следует помнить о том, что сопротивление цилинд-рического вертикального понтона для двух первых вариантов не-обходимо учитывать С Коэффициентом /(т.в для тихой воды и Кв для волнения (см. табл. 22).

При буксировке плети у дна или непосредственно по дну помимо гидродинамического сопротивления возникает фракцион-ное сопротивление плети, вызванное трением цепи или самого трубопровода о дно водоема. Д л я расчета сопротивления Т можно использовать зависимость (26).

При транспортировке плетей возможны случаи, когда плеть находится под различными углами по отношению к направлению течения волн. При этом изменится буксировочное сопротивление плети. Кроме того, на нее будут действовать гидродинамические силы в поперечном направлении по отношению к оси трубопрово-да, которые могут вызвать опасные напряжения при его изгибе. Следовательно, необходимо оценить величину этих сил и харак-тер их изменения в зависимости от ориентации плети относительно направления течения движения волн. При проведении буксиро-вочных испытаний трех моделей плетей под различными углами к направлению движения определялась лишь составляющая сил сопротивления воды в направлении движения.

Физическая картина обтекания трубы под углом i|3 к движению характерна тем, что при больших углах р отрыв пограничного слоя происходит по аналогии с поперечным движением ('(3 = 90°), при небольших углах (p = 25-f-30°) отрыв пограничного слоя от-сутствует, а при р > 2 5 ° носит пространственный характер и оп-ределяется взаимодействием поперечного и продольного обтекания.

Сопротивление стандартных парных понтонов при движении плети под различными углами, как показывают опыты, имеет своеобразный характер. При взаимодействии обоих понтонов по-лучается сложная картина обтекания, характеризующаяся как

164.

« 15 90 J5, градусы

Рис. 69^ График коэффициента сопротивления понтонов C x t t

Рис. 70. График зависимости коэффициента сопротивления

трубы Сх от Re: 1 — по данным опытов; 2 — по Фед-жу (шероховатая поверхность); 3— по Р о ж к о (гладкий цилиндр); 4— обобщенные данные (шероховатый

цилиндр)

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

- Л

\ \

1 -А \ \ /

\ / •

\ / J \

1111 м м i n J_ i i 11 И Ml IIMIIIII 1Ш. 'LLLL

6 18 910 1.5 г 3 Ь 5 6 76910° 1,5 2 3 4 Re

фактической проекцией площади понтона на плоскость, перпен-дикулярную движению, так и углом р. На рис. 69 показан график коэффициента Схл, полученного из опытов и характеризующего отношение сопротивления понтона под углом к сопротивлению при р = 0°.

Общее выражение для расчета буксировочного сопротивления на тихой воде при движении плети под углом р ^ 3 0 ° к направле-нию движения буксира следующее:

Rfi г в = Сх D L и2 sin2 Р + С* п Sn Кт.в у2+°'08а, (112)

где Сх — коэффициент гидродинамического сопротивления трубы (рис. 70); Схи — коэффициент гидродинамического сопротивления понтона (для стандартного спаренного понтона определяется по графику рис. 69); D, L — диаметр трубопровода и длина плети; <Sn — действительная площадь проекции понтона на плоскость, перпендикулярную направлению движения.

При движении плети под различными углами к встречной волне возникает дополнительное сопротивление, зависящее от

165.

угла р. Естественно, что общее сопротивление будет наибольшим при р = 90°, т. е. когда плеть находится лагом к волне. Испытания, проведенные на модели плети с восемью понтонами длиной 6 м при регулярном волнении (высота волны 0,115 м, длина — 2,06 м) показали, что экспериментальная зависимость близка к зависи-мости (ПО) . Д л я ориентировочного расчета сопротивления дви-жения плети на волне можно воспользоваться следующим выра-жением:

% B = C X B - ^ S K * h * sin2 р , (113)

где Сжв —3,2 — коэффициент гидродинамического сопротивления; S = DL-\-nSn — о б щ а я лобовая площадь плети при ip=90° .

Находясь на поверхности воды, плеть в процессе буксировки подвергается воздействию течения и волн. Это воздействие осо-бенно велико при расположении плети под углом к направлению движения волн и течения. Максимальное гидродинамическое воз-действие наблюдается при положении плети, перпендикулярном (Р = 90°) к направлению движения волн и течения.

Обычно плеть транспортируется двумя буксирами, которые не только определяют направление головной и конечной частей тру-бопровода, но и растягивают ее, что особенно важно при движе-нии под углом к направлению движения волн и течения. В рас-четном отношении плеть трубопровода при гидродинамическом воздействии течения и волн представляет собой балку конечной жесткости, загруженную поперечной нагрузкой от указанных вы-ше внешних сил и растянутую в продольном направлении буксир-ными судами с тягой, равной тяге концевого буксира. Таким обра-зом, плеть — это свободно опирающаяся на две опоры балка с равномерно распределенной вдоль нее нагрузкой. При этом про-гиб балки считаем таким малым, что он не влияет на поперечную нагрузку, которая определяется по следующей зависимости при углах р ^ 3 0 ° :

Р = Сх - 2 - D L a? sin2 р + Сх -j- Sn Кт.в ^+0'08u +

+ СХ В - ^ - S W h l sin р,

где ут — скорость течения плюс скорость буксировки. Если рассматривать плеть как балку, загруженную равномер-

ной поперечной нагрузкой Р и растянутую тягой буксиров, то можно, исходя из зависимостей для балок при продольно-попереч-ном изгибе, получить такую упрощенную зависимость для расче-та максимального изгибающего момента Л1изг в середине пролета плети:

Л4Иэг = Р - 4 Т - , N

где El— изгибающая жесткость трубопровода; N — буксировоч-ное усилие, приложенное по концам плети при работе букси-ровщика.

166.

Наибольшие действующие напряжения при этом можно рассчи-тать по известной зависимости

_ _ AW . N

WT p Гтp где Г т р , FTp — соответственно момент сопротивления и площадь поперечного сечения трубы.

Пример 8. Н е о б х о д и м о рассчитать прочность плети при б у к с и р о в к е на вол-не и наличии течения.

Д л и н а плети 500 м ; н а р у ж н ы й д и а м е т р т р у б ы 1,2 м ; 7 = 7 8 5 000 ом4; £ = = 2 ,1-10 7 Н /см 2 ; f = 1 2 5 6 см2 ; W = 15300 см 3 ; число понтонов л = 5 0 ; п л о щ а д ь боковой проекции понтонов при плавучести 0% S n = 5 0 - 2 , 2 = 110 м2 , при п л а в у -чести 20% S n = 110-0,8 = 88 м2 , скорость течения (или буксировки) а = 0,5 м/с; высота волны (регулярной) 2 м, длина 32 м; тя говое усилие концевого б у к с и р а

80000 Н. Определим п р е д в а р и т е л ь н о частоту встречи плети с волной

, . , 3 2 - 9 , 8 1 \ 1 К = 1 1/ 1 + 1 = 0 , 2 3 6 . 1 1 7 6 , 2 8 / 3 2

Сопротивление плети при (3 = 90°

10460 10460 /?эбщ = 1 ,05- — — - 1 , 2 - 5 0 0 - 0 , 5 2 s i n 2 90° + 1 ,66- — >

10460 X 88 -1 - 0 , 5 2 + 0 , 0 8 - 0 , 5 + 3 , 2 - — - — 1 1 0 0 , 2 3 6 2 - 2 2 s in 2 90° = 825 (С0 +

+ 190;000 + 410 000 = 1425 000 Н.

Удельная н а г р у з к а на т р у б о п р о в о д

1425 000 Р = = 2850 Н / м .

500

И з г и б а ю щ и й момент

2 8 , 5 - 2 , 1 - 10 в -785 000

80000

Н а п р я ж е н и я

М И З Г = — 1 — ^ ^ = 0 , 5 9 - 1 0 » Н / м .

0 , 5 9 - 1 0 » . 8 0 0 0 0 о о с л п и , 2 о о с и , 2 ст„ = — = 38500 Н/см2 = 385 Н/мм2. 15 300 1256

Столь большие н а п р я ж е н и я могут быть д о п у щ е н ы т о л ь к о д л я с т а л и с вы-сокими п о к а з а т е л я м и прочности, например м а р к и Х-60 с пределом о т = 4 2 2 Н / м м 2 . Таким образом, течение в районе строительства т р у б о п р о в о д о в м о ж е т стать определенным л и м и т и р у ю щ и м ф а к т о р о м при рассмотрении вопроса о т р а н -спортировке плетей в зоне строительства по реке, в о д о х р а н и л и щ у или м о р с к о й акватории . Это всегда следует учитывать при расчете буксировки плетей т р у -бопровода .

Глава 7 ЗАГЛУБЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ В МОРСКОЕ ДНО

Заглубление морских трубопроводов в грунт производится с целью защиты их от механических .повреждений со стороны судо-вых якорей и траловых досок рыболовецких судов, а также от раз-мыва грунта под трубопроводом при воздействии волн и течений, в результате которого возникают провисание участков труб, их ви-брация и усталостное разрушение. Глубина укладки трубопровода в грунт зависит от конкретных условий района строительства. Счи-тается, что в прибрежной зоне, где глубина моря не превышает 30 м, в илистых грунтах или в грунтах, состоящих из мелкокуско-вого материала, слой грунта над трубопроводом может равняться 4 м, в твердой глине — 2 м. При глубинах моря 30—100 м толщина слоя грунта над трубопроводом в наносных породах составляет 1—2 м. На больших глубинах грунт над трубопроводом необхо-дим только для защиты его от траловых досок массой в 1 т, букси-руемых со скоростью 2 м/с. Здесь толщина покрывающего слоя составляет 0,5 м. В зоне, где трубопровод пересекается морские су-доходные пути, заглубление в грунт не превышает 3—5 м. Д л я эф-фективной защиты трубопроводов от зацепления якорями крупных судов требуется значительное заглубление: в песке—до 5 м, в мяг-кой глине—более 5 м. Если суда небольшие (типа рыболовных с якорями до 1—2 т) , достаточно заглубление на 2—3 м.

КЛАССИФИКАЦИЯ СПОСОБОВ РАЗРАБОТКИ П О Д В О Д Н Ы Х ТРАНШЕИ

Выбор технических средств для конкретных условий строитель-ства зависит от большого числа факторов, важнейшими из которых являются физико-механические свойства грунтов, слагающих дно, размеры траншей, объемы и сроки выполнения работ, условия до-ставки оборудования, время проведения работ и т. д. В табл. 23 приведена классификация грунтов при проведении дноуглубитель-ных работ в морских условиях.

Применяемая в настоящее время технология заглубления в грунт подводных трубопроводов имеет две принципиально разные схемы. По первой схеме с помощью различных средств механиза-ции (землесосные снаряды, землечерпательные машины, плужные устройства) производится разработка подводных траншей с по-следующей укладкой в них морского трубопровода. Эта схема обычно применяется при разработке грунта в прибойной и мелко-водной зонах моря на глубинах до 30 м. Вторая схема предусма-тривает укладку трубопровода на дно моря, а затем рытье под ним грунта специальными механизмами — трубозаглубителями. В на-

168.


Классификация грунтов при проведении дноуглубительных работ

I II

III

IV

V

VI

VII

Ил структурный, текучий .1,4—1,45 Песок средней плотности ' 1,8—2< Песок пылеватый и супесь средней плотности 1,86—.2,25 Суглинок пластичный, слабо прилипаемый 1,85—2,26 Ил пластичный, слабо прилипаемый 1,25—1,,7 Глина пластичная, слабо прилипаемая 1,85—2 Песок слабой плотности, песок пылеватый и супесь ела- 1,6—1,7

бой плотности Суглинок текучий 1,9(5—2 Ил неструктурный, текучий 1,4—1,45 Глина текучая 1.65—1,9 Гравий и гравийно-песчаный грунт, песок и супесь гра- 2,45—2,5

велистые средней плотности Песок плотный Песок пылеватый, супесь илистая, супесь плотная 2—;2,20 Песок и супесь очень плотные 2,1—2,3 Суглинок полутвердый, сильно прилипаемый, глина полу- 2,1—2,25

твердая, сильно прилипаемая -Галька чистая и галечные грунты, гравий глинистый и 2,1—2,25

гравийно-глинистый грунт Песок и супесь галечные, песок и супесь очень плотные, 2,3—2,5

суглинок и глина галечные и гравелистые Суглинок и глина твердые с пределом прочности при 2,1—2,25

сжатии 0,1—0,2 Н/мм2 , глина полутвердая, особо сильно прилипаемая

Грунт с пределом прочности при сжатии 0,2—0,5 Н/мм 2 2,4—2,5

стоящее время по второй схеме прокладывают морские трубопро-воды на глубинах моря до 200 м.

На рис. 71 приведена классификация способов разработки под-водных траншей для заглубления морских трубопроводов, а в табл. 24—техническая характеристика машин для разработки грунтов. Землечерпательные машины обычно применяют при боль-ших объемах земляных работ. Они имеют весьма высокую произ-водительность и более низкую, чем при использовании землесос-ных снарядов и плужных устройств, стоимость работ. Многочерпа-ковые землечерпательные машины извлекают грунт со дна моря с помощью отдельных черпаков вместимостью 0,5—15 м3, закреплен-ных на бесконечной цепи. Использование их целесообразно при разработке легких глин, гравия, песчанисто-гравелистых и песча-нисто-глинистых грунтов. Одночерпаковые землечерпательные ма-шины в основном применяют для предварительной очистки подвод-ной трассы, уборки валунов и т. д. При разработке песчаных грун-тов наиболее экономично и целесообразно применение землесос-ных снарядов. Грунт под водой в этом случае разрабатывают способом отсоса. При увеличении глубины водоема производитель-ность землесосных установок снижается. Эти машины нельзя ис-пользовать при разработке плотных глинистых пород без предва-

169.

Т а б л и ц а 2 4 Техническая характеристика землечерпательных маши» и землесосных снарядов

Марка Тип Производи-тельность ,

м э /ч

Мощность Водо-Высота борта,

главных изме- Длина, Шири- Высота борта,

Осад-двигате- щение, м на, м

Высота борта, ка, м

лей, к В т т t

Скорость хода, м/с

Глубина забо-ра грунта, м

минималь-ная

максималь-ная

Землечерпательные машины

м с - ш Многочер- 610 4 x 2 2 0 1320 60,4 10,8 4,5 2,75 3,5 4 14 0,66 «Южная» паковый

4,5 МСШ «Обь» То ж е 1000 . 3 x 4 4 0 2043 76 ,0 13,0 5,0 3,6 4,5 4,5 15 1,1 МС-Ш » 780 1X270 1500 57,6 11,2 4,7 3,5 3,5 5,0 18,5 0,75 «Волго-Дон» МС-Ш » 620 1X480 «Цюрупа»

4,0 21,0 0 , 7 М С - Ш Р » 620 1X300 964 50 ,0 9 , 5 3 , 5 2 , 9 Несамоходное 4,0 21,0 0 , 7 «Волхов» М С - Ш Р » 1100 1X440 3140 7 7 , 3 12,9 5 , 7 4 , 2 3 ,5 5 , 0 19,0 1,1 «Волхов» О-Ш «Ладо- Одноковшо- 150 1 X 150 1140 33 ,7 16 3 2 , 5 Несамоходное 6,0 13,5 4 , 0 га» вый 1X480

Землесосные снаряды ЗС-ТРШ Комбиниро- Самоотвоз — 1X480 2188 65 ,5 10,5 5 , 2 4 ,4 4 5 15 500 «Азовский» ванный 700 м3 \

Рефулирова- 2 x 1 7 0 \

ние—800 м8

Шаланда — 1100 м3

3 - Р Ш Папильо- 1100 1X280 625 46 ,0 9 , 3 2 ,56 1,28 — 2 6 500 ДЭ-29 нажный ша-

ландовый 2 x 1 0 0

З С - Р Ш Самоотвоз- 350 1X220 735 41 ,2 7 , 5 3 ,75 3 ,4 3 ' 4 10 500 «Тендров- ной ский»

Рис. 71. Классификация способов разработки подводных траншей для заглубле-ния морских трубопроводов

рительного рыхления грунта. Использование землечерпательных машин и землесосных снарядов ограничено также условиями ра-боты в открытом море.

Для разработки скальных грунтов применяют многочерпаковые машины с черпаками для скальных пород. Использование их огра-ничено глубиной до 25 м и типом грунта (только мягкие породы). Для разработки более твердых фракций необходимо проведение взрывных работ. Взрывной способ разработки скальных грунтов предусматривает применение специальных зарядов особой формы, проникающих в скальный грунт на дне моря и раскалывающих его на куски. Сила взрыва уносит скальные фракции вверх и в сторо-ны. Комплект таких зарядов обычно устанавливает на дне водолаз. При разработке очень твердых пород, например гранита, глубина проникновения и степень размельчения могут быть незначительны-ми, поэтому для увеличения эффективности взрывов может понадо-биться бурение шпуров для заглубления заряда в грунт. В мягких породах после проведения только одной серии взрывов можно по-лучить траншею глубиной 1 м и более. Д л я удаления из траншей фракций, не отброшенных в сторону силой взрыва, применяют грейферные краны и плавучие гидравлические экскаваторы. Их ис-пользование ограничено глубиной, особенно в местах с сильным течением и плавунам'и.

Глубина 60 м является предельной для прокладки трубопрово-дов большой протяженности в скальных породах (учитывается не-обходимость привлечения к работам водолазов) , а глубина 20— 30 м — в очень твердых породах, когда требуется бурение шпуров.

Иногда в траншею, разработанную в скальной породе, необхо-димо подсыпать мелкокусковой материал (толщина слоя 20— 30 см), на который укладывают трубопровод. Мягкий фундамент

171.

Рис. 72. Крепление т р у б о п р о в о д а ан-керами:

1 — анкер; 2 — бетонная эалнвка; 3 — бур; 4 — винтовой анкер

Рис. 73. З а щ и т а трубопровода на дне бетонными м а т а м и :

1 — якорь; 2 — труба; 3 — мат; 4 — дно моря

устраняет возможность прогиба трубопровода между неровностя-ми траншеи.

В тех случаях, когда прокладка траншей в скальных породах невыгодна, мелкокусковой материал можно насыпать прямо на скальный грунт. Трубопровод к скальным породам крепят с по-мощью анкерных устройств (рис. 72). Такой способ крепления пре-дотвращает возможность перемещения трубопровода, но не обес-печивает защиту его от повреждения якорями и тралами.

При невозможности заглубить трубопровод в грунт применяют также специальные бетонные маты длиной до 50 м, которые пре-дохраняют трубопровод от ударов якорями и траловыми доска-ми (рис. 73). Их устанавливают специальным судном.

При малом объеме земляных работ, проводимых под водой (до 400 м3) , или невозможности их выполнения дноуглубительными снарядами, плотные и связанные грунты разрабатывают гидромо-ниторами (табл. 25). Д л я уборки уже размытых плотных грунтов и разработки слабых несвязанных илистых, песчаных и гравели-стых грунтов применяют гидроэлеваторы и эрлифты. Гидромони-тор представляет собой металлическую трубу-ствол, к одному концу которого присоединен напорный шланг, а к другому—ко-


Техническая характеристика гидромониторов

Тип

Диа-метр

выход- Расход

У г о л по-ворота

в верти-Управление

Габаритные раз-меры U X OJ X

Тип отвер-стия, мм

воды, м 3/ч

кальной плоскости,

градусы

Управление к S ч ч

К •а я я Э х

Л f-О CJ Э П.

сч О 0 1

0J сз U-4 S

ГМН - 2 5 0 С Г Н Д У Э Г

250 250

380—1530 520—2340

2 7 / 2 7 3 0 / 3 0

Ручное Д и с т а н -

ционное гид-

3 , 2 4 , 5

0 , 5 7 1 ,2

1 .5 1 .6

187 1080

1 .5 1 .6

Г М С Д - 3 0 0 300 До 2920 35 /12 равлическое

То ж е 7 2 , 1 2 , 2 7650 1,6

172.

Рис. 74. Заглубление трубопровода через Финский залив: а, б, в — сечение соответственно по оси Морского канала, на 5 и на 7 км; / — отсыпка бу-лыжного камня; 2— уровень обратной засыпки; 3 — труба диаметром 400 ми; 4 — песок

крупнозернистый с галькой; 5 — суглинок с гравием н галькой (ыорена)

ническая насадка, заканчивающаяся соплом. Вода от напорного насоса под давлением 1 —1,6 МПа нагнетается в систему, выходит из сопла со скоростью 20—50 м/с и рыхлит грунт.

Газопровод (диаметр 426 мм) через Финский залив (рис. 74) был уложен в заранее отрытую по всей трассе траншею протя-женностью 7,8 км. На приурезных береговых участках трассы траншея была разработана экскаватором и бульдозером (ширина по дну 5 м, врезка в берег до 350 м), на прибрежных мелководных с глубиной воды до 4 м — земснарядом УПГЭУ-1 (ширина разра-ботки по дну 5 м для каждой нитки газопровода, выемка грунта на отмельных частях побережья на глубину 2 м и ширину до 15 м для прохода земснаряда УПГУ-1), на участке пересечения, газо-провода с Морским каналом — многочерпаковым земснарядом «Волго-Дон» (ширина 22 м, глубина 4 м для одновременной ук-ладки в траншею двух ниток трубопровода с расстоянием 20 м

173.

друг от друга) , на остальных участках — земснарядом УПГУ-1 (ширина 5 м, отдельно для каждой нитки газопровода). Из-за су-доходности этого района (особенно в районе Морского канала) траншея засыпалась после укладки трубопровода. На участке трассы Морского канала протяженностью 1,4 км обратная засып-ка осуществлялась на полную глубину траншеи с помощью само-разгружающихся шаланд привозным береговым песком. Помимо этого трубопровод в канале был перекрыт каменной отсыпкой в виде местных подушек (толщина слоя 0,5 м, ширина до 10 м). Остальная часть трассы трубопровода, проходящая по заливу, бы-ла засыпана с помощью земснарядов УПГУ-1, участок на бере-гу— бульдозерами, а береговой участок моря у уреза воды — песком с помощью плавсредств.

ТРУБОЗАГЛУБИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

Д л я заглубления трубопроводов в наносные (осадочные) грун-ты (песок, глина, ил и др.) чаще всего используют трубозаглуби-тельные установки (табл. 26) . ,Применение этих установок позво-ляет отказаться от необходимости разработки излишних дополни-тельных объемов грунта, защиты разработанных траншей от за-носимости, значительно сокращает сроки строительства, трудовые затраты и стоимость выполнения подводных земляных работ.

В глинистых грунтах трубозаглубителями обычно разрабаты-ваются узкие траншеи с почти вертикальными стенками. Д а ж е в относительно мягкой глине траншея может иметь вертикальные стенки высотой 1,5—2 м. В песке разрабатываемая трубозаглуби-телем траншея имеет значительно большие размеры, так как углы наклона ее сторон обычно составляют 20—30°.

Разработанная во В Н И И С Т е трубозаглубительная установка состоит из трубозаглубителыюй баржи и рабочего органа (рис. 75). На судне размещают силовое и энергетическое оборудование, ра-бочие насосы, компрессоры, крановое оборудование для установки трубозаглубителя на трубопровод и подъема его на палубу, якор-ные лебедки, приборы контроля и управления трубозаглубителем, бытовые и вспомогательные помещения, танки с горючим и т .д . Как правило, плавучие базы трубозаглубительных установок не-самоходные, они буксируются к месту строительства вспомогатель-ными судами.

Наибольшее распространение получили гидравлические струй-ные трубозаглубители, в которых размыв и удаление грунта из траншеи осуществляются высоконапорньши водяными струями. Струи формируются в насадках, расположенных в головной части П-образной рамы трубозаглубителя, охватывающей трубопровод. Д л я эффективной разработки связных грунтов используют боль-шое число насадок, что позволяет вести размыв по всей площади поперечного сечения траншеи. Д л я интенсификации выноса грун-та из траншеи применяют сжатый воздух, который смешивают с водой. Часть грунта (до 10%) удаляют из траншеи отсасыванием.

174.


Техническая характеристика трубозаглубительных барж

Показатели Браун и

Рут М-228 Браун и



Рут М-331 Баржи

1В-3; JB-4 «Крик»

Габаритные раз-меры, м;

длина 76 91,4 106,4 107 97 122 ширина 18,3 27,4 30 ,4 2 , 8 36 ,5 3 0 , 5 осадка 4 , 9 3 ,5 7 , 6 8 ,4 7 9 ,

Число якорей 8 8 8 8 8 —

Масса якорей, т 4 , 6 9 13,6 13,6 10 —

Число водяных 3 4 4 4 4 8 насосов

Подача водяных 7 , 5 22 ,8 75 75 33 60 ,5 насосов, м3/мин

Давление водя- 8 , 4 17,5 17,5 17,5 0 , 2 17,5 ной струн, МПа (избыточ-

ное) Тип привода на- Дизельный Газовые Паровые Дизель-

соса турбины турбины ный Суммарная мощ- 3000 8700 7600, 14600 7000 2900

ность насосов, МВт Число компрессо- 1 4 8 8 3 —

ров Производитель- 50 170 260 260 60 —

ность компрессоров, м3 /мин

2 ,5 Давление воз- 0 , 5 0 , 8 2 , 5 2 ,5 2 ,1 —

душной струи, МПа Тип трубозаглу- Гидромониторный Гидро- Гидромо-

бительной установки эжектор- ниторный ный

Предельная глу- 38 92 146 180 50 (150) 300 бина работы, м

50 (150)

Диаметр заглуб- 600—1000 До 1200 До 1500 До 1500 800—1500 До 1600 ляемого трубопрово-

До 1200 До 1500

да, мм Количество об- 40 60 92 100 100 144

служивающего персо-нала

Трубозаглубители этого типа позволяют заглублять трубопроводы в любые грунты кроме скальных.

В гидроэжекторных трубозаглубителях (табл. 27) для рыхле-ния грунтов применяют струи воды низкого давления. Отсасыва-ние грунта осуществляют при помощи гидравлических эжекторов или пневматических груитососов с выбросом пульпы в воду за бровку траншеи. В гидроэжекторных трубозаглубителях мощно-сти, расходуемые на размыв и отсасывание, примерно равны.

Трубозаглубитель (рис. 76) представляет собой движущиеся по морскому дну салазки, которые состоят из пары понтонов с ро-ликами для соединения их с трубопроводом, размещенном на морском дне. Водяные струи из сопел размывают морское дно, об-разуя траншею, в которую оседает трубопровод.

175

Рис. 75. Судно д л я заглубления трубопроводов: 1\ 2 — подвески; 3 — грузоподъемная рама; 4 — спасательное устройство; 5 — жилые помещения; 6 — рубка управления; 7 — гидропривод для подъема успокоителя качки; 8 — успокоитель качки; 9 — машинное отделение; 10 — электрокомпрессор; 11 — подпорный насос и днищевой клинкет; 12 — насос; 13 — тяговые лебедки грузоподъемной рамы; 14 — якорная лебедка; 15 — ка-чающаяся жесткая рама для нагнетания воды и воздуха; 16, 17 — гибкий шланг соответственно для воздуха и воды; 18 —

гидропневмозаглубитель; 19 — траншея; 20 — трубопровод


Техническая характеристика трубозаглубителей


Трубозаглуби-тели гидромо-ниторного ти-

па

Трубозаглуби-тели гидро-

эжектор ного типа

Трубозаглубители фрезёрно-гидравлического типа

Sub Sea O i l Services (Италия)

Techomare (Италия)

Groupe-ment E P M (Франция)

30 170 185 — 0—350 400

9 14 21 4 8 , 5 8

6 , 5 7 7 , 5 185 950 760

Масса, т Вес в воде, кН Габаритные размеры,

м: длина ширина высота

Установленная мощ-ность, кВт

Поставка энергии

Судно обеспечения

Способ движения вперед

Тип грунта

м/ч

Глубина траншеи, м Скорость проходки,

50—100 250—600

10 12 12

20000— 30000

4—6 шлан-гами диа-

метром 100—200 мм для воды и воздуха с баржи Б а р ж а

Буксировка

пе-Глина, сок

2 з 100—200

75 400

' 7 8,5 6

1900

Электрока-белем диа-метром 50— 75: мм с бар-жи

Небольшая б а р ж а

баржей

Песок

3—3^5 50—,601

Электрокабелем

Судно

Песок, глина

2—3 60

(в глине)

Самоходный

Глина

До 4

Песок, глина 2 — 2 , 5

10—50 (песо к ,

глин а)

Суспензия, образованная водяными струями, удаляется из траншеи при помощи эжекторной системы (рис. 77), состоящей из двух труб, к а ж д а я из которых имеет всасывающий ввод на ниж-нем конце, находящемся в траншее, и выкидной патрубок на верх-нем конце. Вода под давлением подается с поверхности моря в струйные сопла и направляется в трубу на выброс. При этом про-исходит всасывание пульпы в патрубок и вынос ее на противо-положную сторону траншеи. Траншеекопатель и эжекторное уст-ройство для установки на заданном уровне могут перемещаться по стоякам в вертикальном направлении.

При работе трубозаглубителя контролируются давление воды и воздуха, а также положение машины по отношению к трубопро-воду. Контроль за профилем траншеи может осуществляться с. помощью акустических методов или подводного телевидения. Те-левизионное наблюдение затруднено, так как ухудшается види-мость из-за мути, поднимаемой во время работы трубозаглубителя. Однако применение телевидения очень эффективно при спуске оборудования и установке его на трубопроводе. Сигналы контроля обычно передаются с помощью электрокабеля (реже гидравли-7 З а к . 489 177

Рис. 76. Трубозаглубитель: 1 — всасывающий ввод; 2— сопло; 3 — ролик опорный; 4 — трубопровод; 5 — поперечная связь; 6 — труба эжектора; 7 — распорка; 8 — понтоны; 9 — промежуточная ферма; 10—

стояк

чеоким путем) от судна к трубозаглубителю. Однако наиболее эффективным способом контроля монтажа трубозаглубительного оборудования и профиля траншеи остается обследование их во-долазами.

Чаще всего применяют гидравлические струйные трубозаглу-бители высокого давления (4—17,6 М П а ) . Значительно реже ис-пользуют ридроэжекторные трубозаглубител^и низкого избыточ-ного давления (0,3—0,5 М П а ) . У высоконапорных трубозаглуби-телей расстояние между рядами сопел устанавливают заранее в соответствии с диаметром трубы. Число сопел может колебаться от 60 до 120, а диаметр от 5 до 12 мм, что зависит от характеристи-ки грунта морского дна. Водяные струи распределяются в секто-ре 90° в направлении движения трубозаглубителя и под трубой с обеих сторон от трубопровода. При заглублении в песке давле-ние снижают до 4 МПа . В этом случае применяют сопла большого диаметра. Из-за высокой скорости движения воды (100—200 м/с) сопла быстро изнашиваются и требуют периодической замены.

У низконапорных трубозаглубителей землесосного типа (ТМ-6 и др.) избыточное давление составляет 0,2—0,3 МПа, а диаметр сопел не превышает 50 мм. Установка оснащена четырьмя элект-ропогружными насосами, два из которых работают на размыв и два на отсос размытой пульпы. Подачу электроэнергии и управ-ление осуществляют по кабелю с судна. Практически трубоза-глубительные установки этого типа работают лишь на несвязных грунтах (песок и ил);.

178.

Рис. 77. Э ж е к т о р н а я система трубозаглубителя: 1 — струйное сопло; 2 — труба к выкидному патрубку; 3 — выкидной патрубок; 4 — труба

переходная; 5 — насосные насадки; 6 — труба эжектора; 7 — всасывающий ввод

При разработке траншей применяют также фрезерно-гидрав-лические трубозаглубители, основными рабочими элементами ко-торых являются фрезы, осуществляющие рыхление песчаных и разрушение связных грунтов, а также подачу их в грунтосос. Раз-рыхленный грунт отсасывается из траншеи и удаляется за ее бровку. В качестве привода фрез в большинстве случаев исполь-зуется гидропривод. На рис. 78 показана одна из конструкций фрезерно-гидравлического траншеекопателя, состоящего из рамы, на которой при помощи шарниров смонтировано два рычага. Они снабжены коническими режущими фрезами, которые вращаются в противоположных направлениях для поддержания всего уст-ройства в верхнем положении по отношению к укладываемому

7* Зак. 489 179

Рис. 78. Фрезерный траншеекопатель: / — фреза; 2 — нагнетающий трубопровод (под давлением); 3 — отсасывающий патрубок;

4 — поворотное устройство фрезы; 5 — заглубляемый трубопровод

трубопроводу. Обе режущие фрезы находятся на близком рассто-янии одна от другой для создания траншеи без гребня в центре.

Бестраншейный способ заглубления подводных трубопроводов основан на уменьшении несущей способности грунта при его раз-жижении с помощью вибраторов, устанавливаемых на рабочем органе трубозаглубителя, или электрического разрядного уст-ройства, образующего взрывные волны, которые разрушают мор-ское дно под трубой.

В последние годы применяют бестраншейный способ заглуб-ления трубопровода по методу флюидизации грунта. Эффект флю-идизации состоит в подаче большой массы воды на большом по длине участке трубопровода, чем достигается насыщение грунта, водой и разрушение структурной связи между частицами грунта. Д л я бестраншейного заглубления подводных трубопроводов ис-пользуют струи воды низкого избыточного давления (0,2—0,1 М П а ) .

~ нь перспективен способ сооружения траншей с помощью

; Рис. 79, Подводный плуг! / — лемех; 2 — переднее на-правляющее колесо: 3 — тя-говый трос; 4 — балластный

— груз; 5 — задние опорные колеса; 6 — остов; 7 — рама

* w

/

подводного плуга, применение которого позволяет разрабатывать ровную траншею с минимальным углом наклона ее стенок и вспа-хивать грунт на глубину 2,5—3 м. Существуют три способа разра-ботки подводных траншей плугом: до укладки трубопровода, в процессе буксировки трубопровода к месту укладки, после уклад-ки его на дно моря.

Способ предварительной вспашки грунта был успешно приме-нен на Северном море при строительстве трубопровода, соединя-ющего эксплуатационную и близлежащую загрузочную платфор-мы. Плуг-ом (рис. 79) длиной 12 м, массой 50 т была разработана траншея глубиной 1,2 м, длиной 2100 м, с радиусом кривизны 2000 м для трубопровода диаметром 914 мм, уложенного в тран-шею способом протаскивания по дну. Донный грунт был представ-лен очень жесткой глиной с галечником, в связи с чем плуг должен был выдерживать ударные нагрузки от валунов. В процессе раз-работки траншеи среднее тяговое усилие составило 9 -10 5 Н, а плуг мог воспринимать ударную нагрузку при тяговом усилии до 35-10 5Н. При работе плуг выбрасывал из траншеи валуны диа-метром до 1 м.

В районе арктических островов Канады, где морское дно сло-жено очень слабыми грунтами, имеющими сопротивление сдвигу менее 15 Н/мм2 , потребовался плуг совершенно других размеров, массы и формы. Снижение веса плуга в погруженном состоянии было достигнуто за счет использования в его конструкции трубча-тых элементов. Большие размеры плуга позволили увеличить его устойчивость на слабом грунте, плоский угол раскрытия леме-хов— перемещать грунт на большое расстояние от траншеи, что обеспечило устойчивость траншеи при протаскивании трубопро-вода. Из-за низкой несущей способности грунта вместо колес ис-пользовали салазки. Траншеи засыпали местным гравием с пос-ледующим замораживанием слоя засыпки вокруг трубопровода. Такая «броня» надежно защищала трубопровод от возможного повреждения его дрейфующими льдами.

181.

Г л а в а 8

ИСПЫТАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

Испытания морских трубопроводов мало чем отличаются от испытаний наземных трубопроводов как в методическом, так и в техническом отношении. Однако в этом случае испытываются участки трубопровода значительной протяженности (сотни кило-метров). Если трасса трубопровода проходит на разных глубинах и наблюдается большой перепад давления, то необходимо увели-чивать испытательное давление на отдельных участках. Так, при глубине моря 200 м эта разница может достигнуть 2 МПа. Полу-ченное избыточное давление суммируется с нормативным испы-тательным давлением всего участка подводного трубопровода.

Обычно морские трубопроводы до сдачи их в эксплуатацию подвергаются испытаниям трижды: предварительное испытание на прочность до укладки трубопровода на дно; испытание на прочность после укладки; испытание уложенного подводного тру-бопровода с установленной на нем арматурой и прилегающими участками труб на герметичность. Испытания на прочность трубо-проводов, прокладываемых длинномерными плетями, а также пу-тем наращивания с плавсредств, осуществляются гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (при-родным газом, воздухом) способами, а проверка на герметич-ность— пневматическим способом. Предварительное испытание на берегу плетей трубопровода (для трубопроводов, прокладываемых длинномерными плетями) или отдельных труб (для трубопрово-дов, укладываемых путем наращивания с плавсредств) произво-дится под давлением рисп='1.5рраб- Плети испытывают в течение 3 ч, отдельные трубы — не менее 20 с. При этом кольцевые нап-ряжения в металле труб не должны превышать 90% от предела текучести материала. Поднимать давление до р и с п следует плавно.

Испытание на прочность после укладки трубопровода на дно осуществляется под давлением рисп=|1,25рРаб в течение 6 ч при гидравлическом и 12 ч при пневматическом способах испытания. Испытание на герметичность уложенного подводного трубопрово-да с установленной на нем арматурой и прилегающими участками труб проводится воздухом И Л И газом при Рисп —Ррабтах- П р 0 Д 0 Л -

жительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для осмотра трубопровода и стояка с целью выяв-ления утечек.

Проведение испытаний и оценка их результатов осуществляют-ся в соответствии со СНиП III-42—80_«Магистральные трубопро-воды. Правила производства и приемки работ».

182.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ Т Р У Б О П Р О В О Д О В

Морской подводный трубопровод Принимают в эксплуатацию после завершения всех работ, предусмотренных проектом, вклю-чая установку средств электрохимической защиты, технологичес-кой связи, устройств контроля автоматики и телемеханики. При-емку такого трубопровода оформляют актом, содержащим Дан-ные и акты о соответствии выполненных работ требованиям СНиП и проекта, перечень допущенных отступлений от проекта с указанием причин и документов, разрешающих эти отступления, оценку качества выполненных работ. Д л я проверки правильности выполнения требований проекта производится осмотр смонтиро-ванного трубопровода и стояка. В документацию об окончатель-ном осмотре трубопровода включают следующие данные:

детальный профиль положения трубопровода на дне; толщину утяжеляющего покрытия или описание опор по

трассе; соответствие утяжеляющих покрытий или анкеров проектным

данным; описание повреждений, поломок и других дефектов, которые

могут повлиять на систему катодной защиты или целостность тру-бопровода.

До начала эксплуатации осматривают внешнее противокорро-зионное покрытие трубопровода, уделяя особое внимание стояку

> в зоне периодического смачивания. В местах, где проведенный за-мер указывает на отсутствие электрохимической защиты, осущест-вляют дополнительные мероприятия (монтируют дополнительные анодные протекторы, увеличивают наложенный ток или ремонти-руют защитное покрытие).

При нормальной эксплуатации трубопровода транспортировку нефги и газа осуществляют при проектных характеристиках дав-ления и пропускной способности трубопроводной системы. Всякое нарушение режима может быть связано только с различными не-исправностями или повреждениями трубопровода (табл. 28). Не-которые повреждения могут не влиять на нормальные условия эксплуатации трубопровода (небольшие трещины, незначительная коррозия внутренней поверхности труб, небольшие дефекты мате-риала труб, небольшие изменения в положении труб на дне) . Но возможны повреждения, которые могут повлечь за собой изменение нормальных условий эксплуатации трубопровода, вызвать его раз-рушение и привести к загрязнению окружающей среды (большие трещины, повышенная коррозия металла и др.) . Наиболее серь-езный дефект трубопровода — образование трещин. При утечке нефти через трещину работа перекачивающих насосов должна быть немедленно прекращена. Однако ликвидация утечки воз-можна лишь тогда, когда давление в трубе и давление воды ста-нут равными. Если нефть содержит сопутствующий газ с давле-нием, превышающим наружное гидростатическое, то утечка будет происходить почти до полного осушения трубопроводов. Следует отметить, что небольшие утечки нефти из трубопровода со време-

н а


Причины повреждений морских трубопроводов и возможные последствия

Причины повреждения

Повреждение г Возможные последствия

" в 3 л

•в s X 3, о) а, Э ь ь я и « о 3 :

продукта

в

(ист

ирание

гидравлн-

удар и др.)

S ф о. о Ж к О) S X

а о ч о \о 3 S

s g X то 0J м

п о ч и 0) К

П " 4) О • X П •

* 01

, 3* fesK

ее о с га к = га 0.0 t. m

о

а ж в о в 5

й * X * 2-е-е й Т

ечение

трубах

сте

нок,

ческ

ий к

с О) S1 та СО

<и X * §

СО X

0) а >> а

2 в я о " а с ® о ^ —

о Q, О Н а ч

я

U Н

X X 0) з-0J Н

Повреждение бетонного покры- Боковое смещение, колебание + — + + — — —

тия труб + + + Повреждение антикоррозионного Н а р у ж н а я коррозия металла + — + + — — — —

покрытия труб + + Небольшое искривление (скребок Образование трещин, умень- + — + + — — — —

проходит) шение прочности трубопровода + + + Большое искривление (скребок Невозможна очистка трубо- — • — — + + + + —

не проходит) провода, трещины, уменьшение прочности, потеря давления + Образование мелких трещин Небольшая утечка + + — — — — — —

Разрыв трубы Б о л ь ш а я утечка — — + + + + —

Н а р у ж н а я коррозия металла Растрескивание, утечка, умень- "Г — + + ' — — —

труб шение прочности + Внутренняя коррозия металла То ж е — + труб + Внутренняя эрозия металла труб »

Опасность оголения, удара — + + Вскрытие заглубленного трубо-

» Опасность оголения, удара + + +

провода якорями и рыболовными снастями + + + Подмыв заглубленной трубы То ж е + + + + Боковое перемещение Изгиб трубопровода — + + — + — •

Колебание трубы Потеря бетонного покрытия, усталостная трещина

+ + +

нем могут исчезнуть за счет закупорки трещин растворенным в ней парафином, а небольшие утечки газа не опасны с точки зре-ния загрязнения окружающей среды.

[Важная задача, которая стоит перед эксплуатационниками,— своевременное обнаружение дефектов и повреждений, поэтому контроль за состоянием трубопроводов осуществляется с помощью различных технических средств. Деформация трубопровода или внезапная большая утечка продукта могут быть обнаружены спе-циальными приборами, которые регистрируют скорость потока и давление между двумя насосными станциями. Чувствительность таких приборов обычно составляет 50 т/ч. При признаках повреж-дения приборы следует переключать на автоматическое отключе-ние трубопровода. Контроль за внутренней коррозией металла труб-осуществляют путем размещения в транспортируемом продукте контрольных образцов металла, которые вынимают через опре-деленные промежутки времени и по их состоянию определяют коррозионную активность нефти или газа. При -необходимости в нефть добавляют нефтераетворимые ингибиторы коррозии. Утечки нефти из трубопровода могут быть обнаружены с самолетов или кораблей.

Очистку труб от отложений парафина, грязи, ржавчины и дру-гих осадков производят с помощью скребков, пропускаемых через трубопровод вместе с потоком продукта. Большое внимание уде-ляют безопасной работе стояка, особенно в тех местах, где он подвергается ударам волн, усиленной коррозии или где возможны удары его судами. В этой зоне трубу защищают специальными покрытиями.

Большинство разработанных для наземных трубопроводов ме-тодов контроля непригодны для подводных трубопроводов по сле-дующим причинам: затруднен осмотр труб снаружи (толща воды, бетонное покрытие, заглубление труб) , большая толщина стенок по сравнению с наземными трубопроводами и др.

Магнитный метод внутреннего осмотра трубопроводов для об-наружения коррозии и трещин основан на протаскивании электро-магнита внутри трубы и записи на магнитной ленте разрывов магнитных силовых линий в случае появления трещин или местно-го уменьшения поперечного сечения трубы. Магнитный метод внутреннего осмотра пригоден для старых, сильно изношенных трубопроводов с толщиной стенни не более 10 мм, в которых наб-людаются большие перепады толщины стенок трубы, связанные с коррозией.

Механический способ осмотра с помощью скребка позволяет определять деформацию труб. Д л я этого прибор периодически пропускают через трубопровод в процессе его укладки или во вре-мя эксплуатации. Скребок имеет чувствительные рычаги, которые повторяют контур трубы. Все неровности поверхности записыва-ются на самопишущий прибор. Положение скребка регистриру-ется на бумаге на основе показаний счетчика, который работает от катящихся по стенкам колесиков.

185.

При радиоактивном методе внутреннего осмотра недолговеч-ный изотоп смешивают с нефтью и затем прокачивают по трубе (желательно между двумя разделительными скребками). В мес-те повреждения радиоактивная нефть вытекает под бетонное по-крытие или в окружающий грунт. Радиоактивный счетчик, пропу-щенный через определенное время по трубопроводу, зарегистри-рует сильную радиацию в месте утечки. Интенсивность радиации указывает на размер утечки. Этот метод может быть очень чувст-вительным, если использовать большие дозы радиоактивного ве-щества. В принципе он может быть успешно применен на газопро-водах.

Визуальный наружный осмотр трубопроводов водолазами, на-ходящимися в подводных транспортных аппаратах, или с помощью подводного телевидения позволяет установить, нет ли видимых утечек газа или нефти, зарыта ли труба, нет ли провисающих участков. Этот способ используют при необходимости подтвер-ждения показаний, полученных другими способами.

Акустический метод наружного осмотра трубопровода, осно-ванный на использовании гидролокатора бокового обзора, бук-сируемого судном, позволяет установить топографию дна, поло-жение труб по отношению к песчаным гребням, камням и т. д., а также обнаружить, заглублен трубопровод или нет.

Помимо рассмотренных методов контроля могут быть исполь-зованы химические способы обнаружения углеводородов в воде на основе спектрометрии и газохромотографии, электрохимические способы наружного осмотра, основанные на измерении потенци-ала труб посредством электрода, акустический метод внутреннего осмотра, основанный на измерении уровня звука продукта, выте-кающего из трубы.

Ремонт трубопровода может осуществляться различными спо-собами: установкой под водой специальной уплотняющей муфты поверх трубы или герметичных соединительных муфт на разре-занный трубопровод, подводной сваркой трубопровода в откры-той воде сварочным полуавтоматом или в гипербарической каме-ре. Организация, ответственная за ремонт трубопровода, осна-щается приборами для быстрого обнаружения зарытого в грунт трубопровода, средствами для его ремонта, судном для-доставки ремонтного оборудования в район аварии и спуска его под воду. Все работы проводятся квалифицированным персоналом.

Наиболее простой способ ремонта — подъем трубопровода на поверхность моря с помощью трубоукладочной баржи или кра-нового .судна и проведение на нем сварочных и прочих работ. Тру-бопровод разрезают на дне в месте повреждения, осушают концы t'to путем прогонки шарового скребка. На большой глубине при значительном диаметре труб концы трубопровода оснащают пон-тонами для снижения его веса в воде. Трубопровод после соеди-нения на поверхности моря концов в месте разрыва имеет длину, превышающую длину его по прямой после погружения на дно мо-ря! По данной причине трубопровод укладывают на дно с пово-

186.

ротом выпуклой (удлиненной) части его на 90°. В связи с этим уложенный на дно трубопровод имеет большую стрелу прогиба

1 на значительной длине. Во время опускания трубопровод поддер-живают тросами трубоукладочного судна, которое постепенно смещается в сторону от трассы. Таким образом на месторождении Фортис в Северном море на глубине 97 м были соединены две нитки нефтепровода диаметром 820 мм. Длина кривой трубопро-вода на дне составила 1080 м, стрелы прогиба 135 м. Стыковочная операция была завершена за 9 дней при высоте волны не более 0,9—1,5 м. На мелководье также предпочтителен подъем повреж-денного трубопровода на поверхность моря. Этот способ часто применяют на Каспийском море при ремонте трубопровода не-большого диаметра, проложенного на глубине до 20 м.

При ремонте подводных трубопроводов без остановки применя-ют разрезные муфты, устанавливаемые на болтах водолазами. Перед установкой муфт трубопровод очищают от бетона и изоляции струями воды. Окончательная очистка проводится с помощью пескоструйной воздушной струи от компрессоров. К а ж -дая полумуфта для облегчения установки имеет небольшую по-ложительную плавучесть. После установки муфты через специ-альный штуцер по гибкому шлангу нагнетается эпоксидная смо-ла, заполняющая все кольцевое пространство и обеспечивающая после полимеризации дополнительную герметизацию всего сое-динения. Затем поверхность трубопровода покрывают эпоксидной изоляцией, накладываемой под водой.

Замена поврежденного участка трубы может быть произведена под водой с помощью сварки. Д л я сварки в открытой воде при-меняют сварочный полуавтомат. Сварку «сухим» способом осу-ществляют в специальной камере. Вода из камеры, где находит-ся ремонтируемый трубопровод, вытесняется воздухом, нагнетае-мым принудительно под давлением.

При ремонте возможно соединение концов труб с помощью фланцев на болтах. Фланцы имеют шаровое соединение, позволя-ющее соединять трубы под углом до 10°. Уплотнение на трубе достигается механическим сжатием эластичного уплотнителя, ус-танавливаемого на ее конце. Фланец следует устанавливать в та-ком месте, где он не подвергается изгибающим напряжениям, осо-бенно знакопеременным, которые могут вызвать коррозионно-усталостные разрушения.

При подмыве трубопровода и образовании провисающего уча-стка производят засыпку трубопровода или другие мероприятия, предупреждающие трубопровод от повреждения.

ПОДВОДНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ И В О Д О Л А З Н Ы Е РАБОТЫ

Подводно-технические работы проводятся водолазами при ин-женерных изысканиях, контроле за строительством и эксплуата-цией трубопроводов, а также при подводном соединении трубо-проводов и их ремонте. Глубина погружения водолазов в тра-

187.

// W 9 8 8 7 8 s Рис. 80. Аппарат д л я транспортировки водолазов:

1 — цистерна уравнительной балластной системы; 2 — клапан уравнительной системы; 3 — клапан переключения; 4—блок плавучести; 5 —сдвоенный двигатель и редуктор; 6 — воз-душный баллон балластной системы; 7 — батарея; 8 — система питания экипажа воздухом; 9 — шпигат цистерны главного балласта; 10 — ртутная балластная цистерна; 11 — носовое

подруливающее устройство

диционных костюмах (с головным скафандром, в который воз-дух подается с поверхности по шлангам) не превышает 60 м, а эффективность работы с инструментом ограничена 40 м. Работа аквалангистов ограничена примерно теми же глубинами.

Глубина погружения возрастает до 300 м и более при исполь-зовании для дыхания гелиево-кислородной смеси или этой смеси

188.

Т а б л и ц а 29 Характеристика подводных аппаратов

Показатели Бентос-V Тинро-П Pisces - I Shinkaj Атлант-1 UPC-3 Dimitri Показатели (СССР) (CCCPJ (Англия) (Япония) (СССР) (Англия) (Англия)

Г а б а р и т н ы е р а з м е р ы , м : 5 , 4

. 1 длина 5 , 4 10 ,8 6) 15 4,5 8,3 3,2 ширина 2 , 4 2 , 7 3 3,4 1,5 высота 24 — • 3,15 4,9| — , 0,61

Водоизмещение , т 2 , 1 40 .12 85 2 2,1 0,272 Глубина п о г р у ж е н и я , м 180 450 •1000 600 300 — 6 0 Н а з н а ч е н и е а п п а р а т а П о д в о д н ы е о б и т а е м ы е с а м о х о д н ы е л о д к и П о д в о д н ы й Н о с и т е л ь Б у к с и р о в -

буксируе- в о д о л а з о в щ и к водола мый обитае - зов мый а п п а -

р а т Э к и п а ж 2 2 3 4, — — 2 П о л е з н ы й груз , кг 180 — . 675) 1575 — — — .

Автономность жизнеобеспечения , 32 — 336 4 8 Не , ограни- 30 —

чел/ч чена Тип корпуса Сфера С ф е р а С ф е р а С ф е р а — Ц и л и н д р Источник энергии Н и к е л ь - к а д м и е в а я Свинцово - Э н е р г и я по А к к у м у л я т о р н ы е б а т а р е и

б а т а р е я i 80 А/ч) кислотные б а т а р е и

к а б е л ю

(235 А/ч) Б у к с и р у е -

м ы й 10 Скорость хода , к м / ч 3 6 2 2 Б у к с и р у е -

м ы й 10 4

Ч и с л о и м о щ н о с т ь (в к В т ) электро- — — 1/2,5 1/1Г — • 1 / - т двигателей

Манипу-лятор

Оснащенность о б о р у д о в а н и е м Манипу-лятор

М а н и п у л я -тор, подвод-ный телеви-

М а н и п у л я -тор, гидро-

л о к а т о р з о р

Ф о т о г р а ф и -В и д ы в ы п о л н я е м ы х р а б о т — — О б с л е д о в а - О к е а н о г р а - — | — Ф о т о г р а ф и -В и д ы в ы п о л н я е м ы х р а б о т ние трубо-

п р о в о д о в фические ра-

боты рование д н а

в сочетании с азотом или водородом. Проведены опыты с погру-жением водолазов на глубину до 600 м. Д л я предохранения ра-ботающего от охлаждения используют костюм с электрообогре-вом. Проблема беспроволочной связи решается с помощью гидро-акустического передатчика.

При сооружении трубопроводов используют подводные аппа-раты различных типов, при транспортировке водолазов и гру-зов — аппараты «мокрого» типа (рис. 80) с проницаемым корпу-сом (экипаж находится в специальном помещении с прозрачны-ми отсеками для обзора окружающей акватории).

При строительстве и эксплуатации морских трубопроводов широко используют подводные лодки (рис. 81), в которых пер-сонал находится при атмосферном давлении. Эти лодки невели-ки по размеру, имеют скорость хода 0,5—3 м/с, автономность по запасу энергии 10—30 ч, по системе жизнеобеспечения экипажа — 3 сут и более. Прочный корпус цилиндрической формы с иллюми-наторами разделен на два отсека: в носовом отсеке находятся экипаж из двух человек и система управления, в кормовом — два водолаза. В нижней части водолазного отсека имеются шахта с люком для выхода водолазов в воду и узел стыковки его с де-компрессионной камерой. Подводные лодки оснащены тради-ционным оборудованием: баллонами со сжатым гелием, кисло-родом и воздухом, энергетической установкой для движения, состоящей из аккумуляторных батарей, и электродвигателем для привода кормового гребного винта, а также приборами для на-вигации, связи, гидролокации и манипулятором для проведения несложных работ.

Помимо обитаемых подводных лодок могут быть использова-ны необитаемые буксируемые аппараты (табл. 29), снабженные телевизионной камерой с видеоконтрольным устройством на бор-ту судна-носителя для разного рода наблюдений, а также под-водные дистанционные управляемые роботы, связанные с поверх-ностью шлангокабелем.

При длительном пребывании водолазов на больших глуби-нах, занятых проведением сложных подводно-технических работ, используют систему, работающую по методу «насыщения». В ос-нову этого метода положено следующее физическое явление: ко-личество газа, растворенного в организме человека, который длительное время находится под повышенным давлением, в ка-кой-то момент достигает насыщения (примерно через 1 сут после начала компрессии). После этого перестает возрастать время, требуемое для декомпрессии. Водолазы живут длительное вре-мя в гипербарических отсеках, находящихся на надводном суд-не, и периодически погружаются на морское дно в специальной транспортной камере-колоколе, внутри которого поддерживает-ся. давление, равное забортному. Подобными системами оснаще-ны суда, ведущие работы на шельфе и предназначенные для спу-ска водолазов (в легком водолазном снаряжении) на глубину до 200 м. В состав системы (рис. 82) входят1 декомпрессионная ка-

190.

\

Рис. 82. Водолазная система с насыщением

мера с переходным шлюзом (для подсоединения транспортного колокола), установленная на судне-носителе, газопитающее уст-ройство для обеспечения дыхания водолазов в камере и колоко-ле. На судне имеется лебедка для спуска колокола на f дно. Пос-ле достижения заданной глубины давление в колоколе становит-ся равным наружному давлению воды. Во время пребывания в колоколе водолазы используют дыхательные аппараты. Состав смеси газов в них зависит от заданной глубины погружения. Пос-ле выравнивания давления открывают люк, водолазы выходят наружу, используя для дыхания автономные аппараты. Водолаз соединен с колоколом спасательным концом и телефонным кабе-лем. После подъема колокола с водолазами на борт судна он соединяется с декомпрессионной камерой, где водолазы прохо-дят декомпрессию.

За рубежом при соединении и ремонте труб под водой исполь-зуют специальное устройство (рис. 83), состоящее из мощной рамы для центровки труб с применением гидродомкратов и встро-енной в раму гипербарической камеры для сборки и сварки кон-цов трубопровода.

Д л я проведения ремонтных работ трубопровод вымывают из грунта с помощью землесосного гидроэжектора. Использование его эффективно при работе в песчаных грунтах. Д л я связных грунтов применяют гидромониторы. Очистку трубопровода от бе-тона и изоляции осуществляют высоконапорными водоструйными устройствами, работающими при давлении до 100 МПа . При дав-лении 70 МПа труба обычно очищается до металлического бле-ска.

С судна-носителя на подводный трубопрЬвод на тросах кра-ном опускают стыковочное устройство. Затем подводной резкой отсоединяют поврежденный участок трубы, в образовавшийся

191.

Рис. 83. Подводное стыковочно-сварочное устройство с центрирующей рамой: 1 — электрический кабель; 2 — подъемный трос; 3 — направляющие тросы; 4 — центрирую-

щая рама

Рис. 84. Подводное стыковочное устройство с камерой: 1 — уплотнительный манжет; 2 — патрубок; 3 — понтоны; 4 — камера; 5 — направляющий

патрубок; 6 — заглушка; 7 — устанавливаемый участок трубопровода

проем опускают гипербарическую камеру, которая захватывает и обжимает концы соединяемых труб. Камеру осушают с. помощью сжатого воздуха. Концы трубопроводов окончательно обрезают по размеру трубы-вставки, которая находится в камере. Затем патрубок вваривают в трубопровод. После осуществления конт-

192.

роля качества швов на трубы наносят изоляцию, после этого ка-меру снимают с трубопровода и вместе с центровочной рамой поднимают на поверхность. Во время осушения камеры водолазы пользуются индивидуальными аппаратами, после осушения — ды-хательной средой камеры соответствующего состава.

При работе под водой широко используют инструмент с пнев-матическим, гидравлическим и электрическим приводами. Пнев-моинструмент с подачей воздуха с поверхности применяют толь-ко на глубинах до 60—70 м. Гидроинструмент питается от насо-сов, установленных на рабочем месте. Нередко применяют такие инструменты, как отбойные молотки, абразивные круги, свер-лильные машинки, лебедки и т. д.

С помощью подводных лодок может быть проведено деталь-ное обследование объектов и решены сложные инженерные зада-чи, включая устранение аварий при укладке трубопровода, ре-монт уложенных трубопроводов, соединение секций труб под во-дой. На рис. 84 показано подводное стыковочное устройство с камерой во время соединения секций трубопровода.

Глава 9 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Охрана окружающей среды — одна из актуальных проблем, возникающих при сооружении морских- трубопроводов и связан-ных с необходимостью защиты морских акваторий и береговых зон от возможного загрязнения нефтью и нефтепродуктами. Да-же незначительное загрязнение м ф е й - и водоемов может приве-сти к необратимым процессам, гибели флоры и фауны не толь-ко в водоемах, но и на территориях, расположенных вблизи от

[ них. Анализ зарубежных и отечественных данных показывает, что

размеры загрязнения нефтью морей в результате аварий на под-водных трубопроводах составляют примерно 10% от общего ко-личества загрязнения морских акваторий. Максимальное число повреждений трубопроводов происходило на глубинах до 30 м, все повреждения отмечены в районах с интенсивным судоходст-вом. Число повреждений уменьшается по мере удаления от бере-га, что объясняется меньшей интенсивностью судоходства, а так-же большей надежностью новых трубопроводов, проложенных в последние годы на больших глубинах. Например, в Мексикан-ском заливе ежегодно происходит в среднем две-три аварии на 1000 км эксплуатирующихся морских трубопроводов. Примерно 1/3 аварий вызвана жесткими штормами и ураганами, столько же аварий связано с воздействием судов и строительных меха-низмов, в остальных случаях главная причина повреждений тру-бопроводов и стояков — влияние окружающей среды, в первую очередь волновых воздействий, коррозии металла труб, мигра-ции донных наносов грунта.

В табл. 30 приведены мероприятия, предотвращающие загряз-нение окружающей среды при сооружении морских подводных нефтегазопроводов, в табл. 31—источники отрицательного воз-действия на окружающую среду, которые связаны с процессами строительства и эксплуатации морских трубопроводов, а также с их аварийным состоянием.

Основными факторами, обеспечивающими надежную защиту окружающей среды при сооружении подводных трубопроводов, являются:

высокая эксплуатационная надежность трубопровода; отключение подводного трубопровода от остальной системы

в случае нарушения технологического режима и возникновения аварийных ситуаций;

предотвращение повреждений подводных трубопроводов яко-рями плавсредств;

периодический осмотр трассы, а также осмотр трассы после

194.

Т а б л и ц а 2 2 Рекомендуемые мероприятия по предотвращению загрязнения окружающей среды

при сооружении морских подводных нефтепроводов

Основные Факторы, вы

зывающне повреждения трубопрово-

дов и стояков

Возможные последствия повреждений

Характер разрушений

Рекомендуемые мероприятии по защите окружающей сре-

Воздейст вие окружа-ющей сре-ды:

силовое давле-ние волн и тече-ния

ветро-вые воз-дейст-вия

давле-ние ле-довых полей

переме-щение грунта

элек-трохи-миче-ская ак-тивность

сейсми-ческая актив-ность

Воздейст-вия судов и механизмов,, работаю-щих в зоне расположе-ния трубо-провода

Потеря устойчивости трубопровода на дне, его перемещение и колеба ния, потеря бетонного и изоляционного покрытия

Вибрация стока

Пропахивание дна ле-довыми глыбами и уда-ры по трубопроводу, смятие стояка ледовым полем

Обнажение трубопро-вода и образование про-висаний; изгиб и смеще-ние стояка; искривление трубопровода и стояка

Коррозия металла

Истирание нижней образу-ющей трубы при трении о грунт; устало-стные трещины, разрыв трубо-провода и стоя-ка

Усталостные трещины, раз-рыв стояка

Деформация и разрыв стоя-ка, пробоины в трубопроводе

Деформация и разрыв тру-бопровода и стояка

Недопустимые переме-щения трубопровода

Удары по трубопрово-ду якорями, рыболовны-ми тралами; удары по стояку, плавучих объек-тов

Снижение прочности ме талла труб; об разование ка верн, свищей; коррозионно-усталостное разрушение

Разрыв тру-бопровода и стояка

Образование вмятин и тре-щин; разрыв трубопровода и стояка

Совершенствование ме-тодики расчета устойчи-вости морских трубопро-водов. Применение бе-тонного покрытия с по-вышенной механической и химической стойкостью к воздействию окружаю-щей среды

Прокладка стояка внутри опорных трубча-тых свай платформы

Прокладка стояка внутри опорных трубча-тых свай платформы. З а -глубление трубопровода ниже предельного уровня возможного воздействия льда

Заглубление трубопро-вода ниже предельного уровня возможных пере-мещений грунта. Приме-нение труб из стали по-вышенной пластичности

Совершенствование средств защиты наруж-ной и внутренней поверх-ности трубопровода и стояка от коррозии во всех зонах. Совершенст-вование электрохимиче-ской защиты всей трубо-проводной системы

Ограничение сооруже-ния морских трубопрово-дов в районах с сейсми-ческой активностью

Ограничение стоянок судов и рыбного промыс-ла по трассе трубопро-вода, транспортирующего жидкие углеводороды

195


Источники отрицательного воздействия на окружающую среду

Место воздействия

Тип воздействия Источник воздействия Последствия

Надзем-ный слой атмосферы1

береговой

Почвенно-раститель-ный слой и рельеф мест, ности бере-говой зоны

Ж и в о т н ы й мир

Море

Населен-ные пункты в береговой зоне

Загрязнение в процессе экс-плуатации тру бопроводов

Механиче-ское и тепловое разрушение и загрязнение

Сокращение и уничтожение кормовых ре-сурсов, ограни чение переме-щений живот-ных, нарушение физиологиче-ских процессов, уничтожение рыбных запасов

Загрязнение, механическое разрушение бе-регов и дна по трассе трубо-проводов

Загрязнение моря, воздуха и районов во-доиспользова-ния, загрязне-ние и разруше-ние почвенно-растительного слоя

Утечка газа через не-герметичные соединения или при разрывах газо-провода, сжигание неф-тепродуктов, разлитых на поверхности, в резуль-тате аварии на нефте- и нефтепродуктопроводах, утечка и испарение про-дукта при хранении и в емкостях и сливно-налив-ных операциях, пожары на нефтепроводах

Технические средства при строительстве и экс-плуатации трубопровода, конструкция трубопрово-да

Подавление роста рас-тительности, угроза жи-телям прибрежных на-селенных пунктов

Подводные взрывы при строительстве, за-грязнение и нарушение почвенно-растительного слоя транспортом и средствами механизации

Утечка нефти и нефте-продуктов при авариях подводных трубопрово-дов, строительные суда, устройство береговых и подводных траншей

Аварии на трубопро-водах, утечки, пожары; средства транспорта и механизации при стро-ительстве трубопрово-дов

Развитие эрозии овра-гов, оползней, нежела-тельное переформирова-" ние берега в результате изменения характера те-чения и волнения, акти-визация криогенных про-цессов, снижение биоло-гической активности почвенно-растительного слоя, уничтожение посе-вов, уменьшение лесов

Сокращение рыбных за-пасов и поголовья жи-вотных, ухудшение усло-вий их миграции, пита-ния и размножения

Ухудшение качества воды и условий обита-ния организмов и рас-тений, активизация пе-реформирования берегов

Превышение предель-но допустимого уровня загрязнения воды и воз-духа, ухудшение каче-ства рыбы, развитие ов-рагов, эрозии почвы, оползней, загрязнение па-хотных земель, уничто-жение пастбищ

196.

штормов большой интенсивности с целью выявления и устране-ния аварийных ситуаций;

профилактический ремонт стояков с целью сохранения надеж-ности их крепления к платформе, а также целостности противо-коррозионного покрытия.

Эксплуатационную надежность обеспечивают прочность и гер~ метичность трубопровода, устойчивость его к воздействию внеш-ней среды, надежная противокоррозионная защита, соблюдение технологического режима эксплуатации.

Уже на стадии проектирования должна быть проведена оцен-ка воздействия на окружающую среду процессов строительства и эксплуатации мсфекодз-'-трубопровода. В проекте должны при-водиться следующие данные:

подробное описание природных условий до начала строи-тельства трубопровода;

детальное описание технологических процессов,-воздействую-щих на окружающую среду; сведения о характерных изменениях в среде;

прогнозируемые результаты воздействия на окружающую среду (в том числе экологическую систему) по окончании строи-тельства трубопровода;

сведения о любом вредном воздействии, которого нельзя из-бежать;

данные о мероприятиях, позволяющих полностью или частич-но избежать отрицательного влияния на окружающую среду;

определение суммарного долговременного эффекта воздейст-вия на окружающую среду в результате проведения намеченных проектом мероприятий;

перечисление всех невосполнимых потерь естественных ресур-сов в результате сооружения трубопроводов и ограничений в от-ношении использования территории в районах строительства (за-претные зоны и т. д.).

При разработке береговых траншей для укладки трубопрово-дов с помощью экскаваторов и земснарядов в береговой зоне сле-дует производить обратную засыпку этих траншей или другие противоэрозионные мероприятия. В противном случае в резуль-тате воздействия талых и дождевых вод траншея со временем превратится в глубокий овраг.

При засыпке уложенного на дно моря трубопровода специ-альной наброской камня, выступающей над дном, может изме-ниться характер подводных течений и д а ж е волнения в природ-ной береговой зоне. Это может вызвать переформирование при-брежной полосы (смыт пляж, занесен подход к порту и т. д.) .

Использование при строительстве трубопроводов судов, не оборудованных средствами для очистки сточных вод, может при-вести к значительному загрязнению вод и нанести большой ущерб рыбному промыслу и зонам отдыха.

Прокладка горячего (с положительной температурой) нефте-провода в вечномерзлых грунтах может вызвать эрозию и тер-мокарст вдоль трассы трубопровода.

197.

Сооружение береговых сварочно-монтажных площадок для сборки плетей трубопровода способствует уничтожению расти-тельности на большой площади береговой зоны, загрязнению почвы горюче-смазочными материалами, производственными от-ходами, битумом и т. д.

Особую опасность представляет повреждение морского тру-бопровода при эксплуатации и, как следствие, попадание нефте-продуктов и газов, содержащих сероводород и углерод, в воду. Площадь загрязнения водоема 1 т нефти при толщине пленки 2- Ю - 3 мм составляет 0,58 км2.

Требования по защите окружающей среды в основном сводят-ся к следующему. Непосредственно в море не допускается сброс вредных продуктов и отходов с плавсредств и береговых соору-жений. Строительство трубопроводов должно вестись с соблю-дением всех требований по предупреждению их аварийного состо-яния. При проведении строительных работ все химические реа-генты и сыпучие материалы, вредные для окружающей среды, должны храниться в герметичной таре. Нефть, разлитая на по-верхности моря, должна быть локализована и собрана техниче-скими средствами.

При строительных операциях в прибрежной зоне, связанных с заглублением трубопроводов, запрещается проведение взрыв-ных работ без специального разрешения органов охраны рыбных ресурсов. Перед проведением работ изучаются все операции и исключаются те из них, которые могут привести к опасным мор-фологическим переформированиям прибрежных зон в результате воздействия волн и течений.

Береговая полоса в районе строительства должна находиться от заповедников, зон отдыха и прочих охраняемых мест на рас-стоянии, предусмотренном законодательством. В районе строи-тельства должна проводиться полная рекультивация почвы. За границей полосы отчуждения запрещается осуществлять работы, которые могут нанести вред окружающей природе. Все выбрасы-ваемые материалы необходимо удалять из зоны строительства или сжигать.

Особые меры предосторожности должны соблюдаться в се-верных тундровых условиях, где естественное восстановление среды долговременно или вообще невозможно. По этой причине запрещается использовать передвижную технику за границей по-лосы отчуждения летом, повышаются требования к рекультива-ции зоны строительства, полностью исключается всякая возмож-ность образования термокарста, особенно от горячих нефтепро-водов, что достигается путем их теплоизоляции или надземной прокладки.

Владелец трубопровода должен разработать и представить органам охраны перечень мероприятий, осуществляемых при не-предвиденнном загрязнении окружающей среды в результате ава-рии трубопровода, в котором необходимо указать материалы,

198.

оборудование, специальную технику и график работ по очистке моря и почвы.

Насосные и компрессорные станции следует оснащать авто-матическими запорными клапанами на случай падения давления в трубопроводе, автоматическими клиновыми задвижками для контроля за утечкой, дополнительными клапанами в наиболее опасных местах по трассе трубопровода.

Д л я борьбы с разливом нефти в настоящее время разработа-ны различные технические средства, которые с той или иной степенью эффективности позволяют бороться с загрязнением мор-ских акваторий. Нефть оказывает пагубное влияние на планктон и мальков рыб, находящихся под тонким слоем нефтепродукта, отравляет птиц, питающихся рыбой.

Удаление нефти с поверхности моря — сложная проблема. Трудности процесса отделения нефти от массы морской воды объясняются повышенной вязкостью нефти, большой площадью распространения, а главное перемещением поверхностного слоя под воздействием ветра и течения. Методы сбора и очистки за-грязненной нефтью воды включают в себя сжигание или осаж-дение нефти, сбор ее адсорбирующими веществами или комбина-цию этих средств. Если нефть находится в эмульсионном состо-янии, сжигание ее эффективно в очаге распространения. Метод адсорбции является наиболее рациональным, хотя он неэффек-тивен из-за потери нефти.

Иногда нефть вместе с водой из очагов распространения за-качивают в емкости, установленные на барже, однако примене-ние этого метода ограничено погодными условиями.

Удаление нефти с побережья — наиболее сложная задача, по-этому наиболее целесообразен сбор ее в открытом море. Следует отметить, что рациональнее использовать физические способы удаления нефти (адсорбцию, сепарацию и т. д.) , так как окру-жающая среда в этом случае загрязняется меньше, чем при осаж-дении нефти на дно.

Наиболее эффективное средство защиты окружающей среды — дальнейшее совершенствование конструкции и технологии про-кладки морских трубопроводов с целью увеличения их качества и надежности в эксплуатации.

Д л я обеспечения охраны окружающей среды во В Н И И С Т е раз-работаны «Рекомендации по защите окружающей среды при со-оружении морских трубопроводов».

Глава 10 СТОИМОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА

ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Имеющиеся данные по стоимости строительства морских тру-бопроводов недостаточны для выявления экономических показа-телей по разнообразным районам шельфа нашей страны. В свя-зи с этим для оценки стоимости используют данные по постро-енным или запроектированным трубопроводам, в том числе по речным переходам, а также сведения по зарубежным трубопро-водам (рис. 85). Кривая 1 соответствует стоимости С работ в районах с тяжелыми условиями (кроме арктических), например в Северное море, при относительной удаленности от баз снабже-ния и значительных глубинах моря; кривая 2 — умеренным усло-виям работ, например в Мексиканском заливе, при относительно небольших расстояниях от баз снабжения. Приведенные данные

£>лн.долЛ

Рис. 85. Стоимость 1 км морского т р у б о п р о в о д а за рубежомз 1 — т я ж е л ы е условия ( г л у б о к а я вода); 3 — у м е р е н н ы е условия

200

1,2 — соответственно в северных районах и средней полосе; 3 — в пойме рек

£млн.ру8.

1, 2 — стоимость земляных работ соответственно в средней полосе и северных районах; 3, 4 — стоимость строительно-монтажных работ в средней полосе и в северных районах

относятся в основном к трубопроводам, построенным в 1969— 1975 гг., и не учитывают повышения стоимости строительства, наблюдаемого в последние годы (на 10—12% в год). Кроме то-го, необходимо учитывать, что для уникальных трубопроводов, прокладываемых на больших глубинах и на значительных рас-стояниях от баз, стоимость строительства может возрасти.

201.

Технология прокладки подводных переходов чере;< реки может в значительной степени отличаться от спо-соба сооружения трубопро-водов в море, что приведет не только к различию пока-зателей стоимости 1 км при укладке труб в море и через реки, но и к различной структуре этих затрат. Од-нако эти данные представ-ляют определенную цен-ность, так как характери-зуют уровень затрат. На рис. 86 показана общая стоимость строительства 1 км трубопроводов через реки в зависимости от диа-метра труб и географическо-го положения перехода. Стоимость перехода через

реки (для труб диаметром 716—1020 мм) в средней полосе стра-ны составляет 60—70% от стоимости его на севере страны.

На рис. 87 приведена структура затрат при проведении строи-тельно-монтажных и земляных работ на речных переходах. Здесь земляные работы нередко составляют основную часть за-трат.

При оценке средней стоимости морских трубопроводов были использованы данные по Каспийскому морю при укладке с трубо-укладочной баржи и способом свободного погружения, по Балтий-скому морю — способом свободного погружения с соединением плетей в стыковочном устройстве.

На рис. 88 приведена стоимость морских трубопроводов для северных и южных морей нашей страны. Стоимость работ на се-вере выше, чем в южных районах, на 60% Для труб диаметром 1020 мм и на 1 0 0 % — д л я труб диаметром 400 мм. Стоимость земляных работ для морских трубопроводов (включая разработ-ку траншей в прибрежной части земснарядами, а в основной ча-сти заглубление труб с помощью гидропневматических трубоза-глубителей) составляет 15—20% от стоимости всех работ по строительству трубопровода. В табл. 32 приведены данные по фактической стоимости строительства 1 км морских трубопрово-дов в Каспийском море. Однако в эту стоимость не входит стои-мость работ по заглублению трубопроводов, разработке прибреж-ных участков замснарядами и некоторых других работ. Инте-ресные данные (табл. 33) по стоимости балластировки трубопро-водов сечением 1020X16 мм приведены в работе ,f,l6].

т р у б о п р о в о д о в : 1,2 — соответственно в северных и южных райо-

202 .

Т а б л и ц а 3 2 Стоимость 1 км трубопровода в Каспийском море (в тыс. руб.)

Сечение тру-бопровода, мм

Укладка спо-собом свобод-ного погру-

жения

Укладка с трубоукладоч-

ного судна «Сулейман

Везиров»

Сечение- тру-бопровода, мм

Укладка спо-собом свобод-ного погру-

жения

Укладка с трубоукладоч-

ного судна «Сулейман

Везиров»

426,Х22 64,45 92,56 377X20 48,18 81,911 ЗЙ15Х16 4ЗД2 7.1,77 273X14 26,0 49,2 219X11 20,84 25,43; 114X6 10,,93 18,58

Т а б л и ц а 3 3 Стоимость балластировки 1 км трубопровода

Балластировка трубопровода

бетонным покрытием

Показатели чугунным пригрузом

в опалубках набрызгом

в опалубках на заводе на трассе

Текущие затраты, тыс. руб. (87,6 50,0 40,2 Капиталовложения, тыс. руб. 84,0 27,1 3(7,0 Нормативный коэффициент эффектив- 0,12 0,12 0,12

ности Приведенные затраты, тыс. руб. 97,2 53,3' 44,7

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Автоматический контроль состояния стенок труб в трубопроводах /Т. М. Алиев, А. А. Тер-Хачатуров, В. Я. Фукс и др. — Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1972.

2. Бородавкин П. П., Березин В. Л., Шадрин О. Б. Подводные трубопрово-ды. М., Недра, 1980.

3. Герштейн М. С., Крупкин Б. Н. Погружение подводных трубопроводов на большие глубины. М., изд. Информнефтегазстрой, 1979.

4. Дьячков М. А. Новый метод расчета качки плавучих доков. Судостроение, 1972, № 9, с. 15—17.

5. Зуев О. С., Самарский В. Н. Океанотехника, применяемая при освоении подводных месторождений нефти и газа. — Нефтепромысловое строительство, 1972.

6. Иванцов О. М., Харитонов В. И. Надежность магистральных трубопрово-дов. М„ Недра, 1978.

7. Искендеров И. А. Вопросы проектирования и строительства морских тру-бопроводов. Баку, Азгосиздат, 1970.

&. Каменёцкий М. И., Сигалов Ю. А., Кондратьева Е. А. Обустройство ме-сторождений нефти и газа в континентальных шельфах морей (по зарубежным данным). М., изд. Информнефтегазстрой, 1979.

9. Камышев М. А., Капустин К. Я• Современные требования к сооружению морских трубопроводов. М., изд. Информнефтегазстрой, 1979.

10. Камышев М. А., Капустин К. Я-, Пугаченко В. Н. Укладка подводного трубопровода с применением ледового стингера. — Строительство трубопроводов, 1980, № 7, с. 36—37..

11. Камышев М. А. К расчету выносливости сварных соединений и узлов трубчатых конструкций. — Проектирование И строительство морских нефтепро-мыслов, 1973, вып. IV, с. 38—45.

12. Камышев М. А., Кулиев И. П., Назиров Р. К. Исследование коррозионно-механических разрушений морских подводных трубопроводов. Материалы Всесо-юзного научно-исследовательского симпозиума по защите металлов от коррози-онно-механических разрушений. М., Профиздат, 1970.

13. Камышев М. А. Подводная сварка магистральных трубопроводов. М., изд. Ц Н Т И ВНИИСТ, 1975.

14. Капустин К• Я-, Камышев М. А. Ограничение гидрометеорологических ус-ловий эксплуатации трубоукладочной баржи при строительстве трубопроводов в море. — Нефтепромысловое строительство, 1978, № 6, с. 22—25.

15. Капустин К. Я. Плавучие буровые установки и буровые суда. М., Недра, 1974.

16. Крупкин Б. Н., Левин С. И. Подводные трубопроводы с утяжеляющими покрытиями. М., изд. Ц Н Т И ВНИИСТ, 1975.

17. Мехтиев Г. А., Гусейнов Н. М. Напряженное состояние обетонированно-го трубопровода при изгибе. — Строительство трубопроводов, 1978. № 9, с. 16— 17.

18. Панавко Я• Г. Основы прикладной теории колебаний и удара. Л., Ма-шиностроение, 1976.

19. Поиски, разведка и эксплуатация морских месторождений нефти и га-за / Г. Н. Гапоненко, М. Ф. Двали, Б. Ф. Дьяков и др. М., Недра, 1975.

20. Слевич С. Б. Шельф — освоение и использование. Л., Гидрометеоиздат, 1977.

21. Ситов В. В., Левин С. И., Большакова Н. В. Заглубление трубопроводов, предварительно уложенных на дно моря. — Нефтепромысловое строительство, 1977.

22. Современное состояние и перспективы развития технических средств для освоения минеральных ресурсов океана / К. Г. Суворов, Г. К. Крупнов, А. К. Вол-кова и др. — М., Судостроение, 1972.

204.

23. Современные способы сварки магистральных трубопроводов плавлением, / А. Г. Мазель, В. Д. Тарлинский, И. А. Шмелева и др. М., Недра, 1979.

24. Asman 1. Chazzaly, Sung Joo Zim. Experemental Inves t iga t ion of Pipel ine Stability in Very Soff Clay. — Offshore Technology conference. Houston, 1975, OTC 2277.

25. Burke B. G. An Analysis of Marine Riser for Deep Water. Petroleum Eng i -neering, April, 1974, p. 17—19.

26. Dareing D. R., Neathery R. F. Finite difference technique for pipeline ana-lysis. I. Engng . Ind, Series B, 1970, 92, N I, NOV.

27. Garrison G. /,, Field. Drag and inertia Forces on a Cylinder in Periodic Flow — «I. Wate rway Par t Coast Ocean Div. Proc. Amer. Soc. Civ.», 1977, 103. N 2.

28. Germanischer Ijloyd Allgemeine Grundsi i t re fiir Ver legung, P r i i fung und Cberwachung fon Rohrleitunqen unter Wasser, Hamburg , 1973.

29. Gregory C., Deley. Optimization of Tension Hevel and St inger Heugth for offshore Pipeline Instal lat ion. — Offshore Technology conference, 1973, OTC. 1875, p. 38—41.

30. Lyons G. G. Soil Resistence to Lateral Sl iding of Marine Pipelines. Offsho-re technology conference Dallas, 1973, OTC. 1876.

31. Mansseill A. H. Method keeps analyze pipelines — Oil and Gas Journa l , apr. 10, 1978, v. 76, N 15, p,. 24—26.

32. Mohr H . 0 . Subsea pipe line coimcctors: a look ?. what ' s avai l ib le .— World Oil, 1966, 183, N 6, p. 8—11.

33. Raymound S, Wilhiot I. C. The Effects of I ielding on Suspeudet Pipel ines Under Tension Us ing Trilinerar Moment VS Curvatur appoxamation, Offshore Te-chnology conference, Houston, 1975, OTC 2274.

34. Rules for the design, construction and inspection of submarine pipelines and pipeline risers,. Oslo, Det Norslee Veritas, 1976.

35. Supplement to pipelines code Submar ine Pipelines, London, 1976.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение . . . . . . 3

Г л а в а 1. Современные требования к проектированию

морских трубопроводов 6

Геологические изыскания . 9 Топографические работы . . . , Ю Метеорологические и океанографические исследования 11

Г л а в а 2. Конструкция морских трубопроводов 14

Трубы для подводных трубопроводов . 14 Коррозионно-усталосгная прочность морских трубопроводов . . . . 2 2 Сварка морских трубопроводов . . 28 Защита трубопроводов от коррозии 35 Теплоизоляционная защита морских трубопроводов 42 Балластировка подводных трубопроводов . .. • 43

Г л а в а 3. Устойчивость морских трубопроводов . . 54 Анализ условий силового воздействия морских волн и течении на подводный трубопровод 54 Расчет устойчивости трубопровода при воздействии волн и течений в мелководной зоне моря 58 Расчет устойчивости трубопровода в глубоководной и прибойной зонах моря . . . . > . . . , . . 6 4

Г л а в а 4. Прокладка морских трубопроводов 67

Классификация способов прокладки морских трубопроводов . . . . 6 7 Суда для прокладки трубопроводов . 79 Протаскивание трубопроводов по дну моря . 91 Строительство трубопроводов в ледовых условиях 93 Подводная сварка трубопроводов . . . . . . . 100 Строительство подводных трубопроводов туннельным способом . . . 105

Г л а в а 5. Перемещение трубоукладочного судна под воздействием

внешней нагрузки 109 Смещение ТС от трассы под воздействием сил одного направления . 109 Бортовые колебания ТС на волне . 111 Продольная качка Т С . . . . • 113 Экспериментальные исследования колебаний . 115 Расчетные величины внешних сил . 118 Пересчет на нерегулярное волнение . 119 Общие выводы п о перемещениям Т С . . . . . . 120

Г л а в а 6. Расчет прочности трубопроводов 122

Нормирование расчетов трубопроводов . , . . . . ' 122 Статический расчет укладки трубопроводов . 129

206.

Расчет прочности трубопроводов при укладке с ТС с учетом колеба-ний судна . . 139 Расчет стояка . . . 153 Буксировка ТС и плетей трубопроводов по морю 155

Г л а в а 7. Заглубление трубопроводов в морское дно 168

Классификация способов разработки подводных траншей 168 Трубозаглубительные установки . . . • . 174

Г л а в а 8. Испытания и эксплуатация трубопроводов 182

Испытания трубопроводов . . . . . . . . 182 Эксплуатация и ремонт трубопроводов 183 Подводно-технические и водолазные работы 187

Г л а в а 9. Охрана окружающей среды 194

Г л а в а 10. Стоимость строительства подводных трубопроводов . . . . 200

Список литературы . 204

К О Р Н Е Й Я К О В Л Е В И Ч К А П У С Т И Н ,

М И Х А И Л А Л Е К С Е Е В И Ч К А М Ы Ш Е В

С Т Р О И Т Е Л Ь С Т В О М О Р С К И Х Т Р У Б О П Р О В О Д О В

Редактор издательства А. Б. Латай

Обложка жудожника Л. Н. Курьеровой

Художественный редактор В. В. Шутько

Технические редакторы Т. П. Локтионова, И. С. Гришанова

Корректор Я. Я. Таранева

И Б 4317

Сдано в набор 26.10.ai. Подписано в печать 14.01.82. T-02714. Формат 60 X 907ie Бумага кн.-журнальн. Гарнитура «Литературная» Печать высокая. Усл. печ. л. ,13,0. Усл. кр.-отт. 13,25 Уч.-изд. л. 14,32 Тираж 11170 экз. Заказ 489/84138. Цена 70 коп.

Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/1 Подольский филиал ПО «Периодика» Союэполиграфпрома при Государственном комитете С С С Р по делам издательств, полиграфии и книжной торговли г. Подольск ул. Кирова д. 25

СТРОИТЕЛЬСТВО МОРСКИХ...

Documents