Подводный переход нефтепровода Омск-Иркутск через р.Оку, страница 3

 Коррозионная активность грунтов по отношению к стальным конструкциям на левом берегу изменяется от низкой до средней, на правом берегу - высокая.

Подземные воды вскрыты на глубине 4.0-4.95 м. Водо-вмещающимися являются аллювиальные грунты с песчаным заполнителем. Нормативная глубина сезонного промерзания для данного района составляет 3.0 м.

Сейсмичность площадки составляет 6 баллов.

3. ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА

Укладка основной нитки нефтепровода Омск-Иркутск  является вторым этапом выполнения ремонтных работ по реконструкции подводного перехода. На первом этапе предусматривались и уже выполнены:

•демонтаж русловой части и береговых участков трубопровода общей протяженностью 698м;

• вынос береговых запорных узлов на более высокие не затапливаемые отметки уровнями воды 10% обеспеченности.

4. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

'

Капитальный ремонт основной нитки нефтепровода Омск-Иркутск через р.Оку выполняется на основании технического задания на проектирование. Целью проведения ремонта является повышение надежности работы магистрального нефтепровода при его дальнейшей эксплуатации.

Настоящим проектом предусматривается монтаж и укладка основной нитки из труб Ǿ720 мм толщиной стенки трубы 11 мм

4.1. Расчеты

При разработке рабочего проекта были выполнены следующие виды расчетов:

-определение толщины стенки трубопровода;

-роверка на прочность в продольном направлении;

-проверка на недопустимость пластических деформаций;

-проверка устойчивости трубопровода.

Проектом не определяется диаметр трубопровода, так как он определен генеральной схемой и оговорен техническим заданием.

Результаты расчетов показывают, что фактическая толщина стенки трубы принята равной 11 мм, больше расчетной минимально допустимой 10,1 мм с пределом прочности R₁^Н=520 МПа, пределом текучести R₂^Н=360 МПа при температурном перепаде t₁=51° и расчетном рабочем давлении Рраб. = 5,8 Мпа, удовлетворяет условиям прочности и пластичности.

Рабочим проектом предусматривается использовать трубы ГОСТа 20295-85 класса прочности К-52 Челябинского завода согласно СНиП 2.05.06-85^*.

Трубы   данной марки стали применяются   для укладки их при расчетной отрицательной температуре окружающего воздуха -50°С ..

В качестве балластировки трубопровода приняты чугунные пригрузы. Вес одного пригруза Ǿ 720 мм составляет 1100 кг. Количество пригрузов - 166штук (по расчетным данным):

ПК 1+10-ПК 1+40   -15шт.;

ПК 1+40 - ПК 1+67   -13 шт.;

ПК 1+67-ПК 2+08   - 20 шт.;

ПК 2+08 - ПК 2+36   - 13 шт.;

ПК 2+36 - ПК 3+10  - 36  шт.;

ПК 3+10 - ПК 3+40  - 14  шт.;

ПК 3+40 - ПК 4+57  - 55  шт.;

На остальных участках дополнительной пригрузки не требуется.

4.2. Трасса нефтепровода

Согласно выполненным расчетам (при заданных эксплуатационных параметрах Рраб= 5,8 МПа и температуре нефти 5°С) расчетный температурный перепад в металле стенок труб не должен превышать 51°С.

Укладка нового трубопровода на переходе выполняется по старому створу между ПК 0+00 и ПК 6+98 на правом берегу, с заглублением в грунт на береговых участках не менее 1,0 м от до верха трубы, в русле реки на 0,5 м ниже линии возможного размыва дна реки. Длина вновь укладываемого участка трубопровода 698 м.

Участок подводно-технических работ определился равным 306 м с ПК 1+46 по ПК 4+52 на основании принятого строительного уровня, равного

 443,30 м БС.

Укладка труб на участке ПТР выполняется методом протаскивания, а на береговых участках - с бровки траншеи.

Стыковка береговых участков с участком ПТР на пикетах ПК 1+46 и

ПК 4+52 производится монтажными стыками, а в местах подключения дюкера к задвижкам на ПК 0+00 и ПК 6+98 - гарантийными стыками.

Угол поворота трассы трубопровода на правом берегу выполняется набором гнутых 9 отводов в количестве 5 штук.

В соответствии со СНиП 111-42-80^* предусмотрен 100% контроль качества сварных стыков радиографическим методом. Кроме того, предусматривается двойной контроль гарантийных стыков и швов приварки арматуры. На основании требований СНиП 2.05.06-85^* п. 10.4 для защиты трубопровода от подземной коррозии предусматривается усиленный тип антикоррозийного покрытия трубопровода “Пластобит”.