Після розкопки траншеї в місцях знаходження утікання і огляду труб знаходять засіб усунення дефекту. Засоби ремонту труб газопроводу описані в розділі. Після ліквідації причини утікання газу випробування на міцність повторюють. Якщо падіння тиску не перевищує розрахованої величини, тобто:

,

то газ з випробувальної дільниці перепускається в сусідню дільницю газопроводу до досягнення в випробувальній дільниці робочого тиску Рроб = 55 кгс/см2, при якому проводиться огляд газопроводу, [2].

Коли на випробувальній дільниці газопроводу тиск знизиться до робочого, всі попереджувальні міри відмінюються. Знімаються пофарбовані пости та ремонтно-відновлювальні бригади. На місцях лишаються тільки пости нагляду за тиском. Кожна людина, яка звільнилась оглядає доручену їй дільницю по наметці, яка зроблена при розробці плану проведення випробування. Для проведення огляду люди розвозяться по трасі, а по закінченню його – доставляються до місця збору на автомашині. Результати огляду керівник операції докладає по телефону комісії.

Випробуваний газопровід при робочому тиску витримується 24 години для вирівнювання температури газу з температурою грунту і усунення переміщення вантажу, а потім фіксують тиск газу по установленим на початку і в кінці випробувальної дільниці, на лінійних кранових вузлах, манометрам. Після цього газопровід на протязі 24 годин випробовується на щільність, [2].

Результати випробування на щільність, тобто величина падіння тиску р (в %), визначаються за формулою:

, (5.3.3)

де, - тиск в кінці випробування, кгс/см2;

- тиск в кінці випробування відповідно барометричний і по манометру);

- тиск на початку випробування, кгс/см2;

- тиск на початку випробування відповідно барометричний і по манометру);

ТПОЧ,ТКІН - абсолютна температура газу відповідно на початку і в кінці випробування, С.

Барометричний тиск приймається по довідці метеослужби або по перевіреному барометру.

Газопровід вважається випробуваним, якщо за 24 години падіння тиску не перевищує величини, розрахованій за формулою:

, (5.3.4)

де, - для газопроводу діаметром 1420 мм.

По закінченню випробування на міцність і щільність складається акт, який підписується всіма членами комісії, [2].

Визначаємо час перепустки газу з дільниці газопроводу Д=1420 мм і довжиною 42 км. (від 47 до 89 км) з початковим тиском 60,5 кгс/см2 (випробувальний тиск) в другу дільницю газопроводу того ж діаметру і довжиною 17 км (від 89 до 106 км) початковий тиск в якому 10 кгс/см2.

Це необхідно для знаходження утікання газу при проведенні пневматичного випробування газом на міцність. Перепуск здійснюють через перемичку байпасної лінії діаметром 150 мм при повністю відкритим байпасним краном того ж діаметру. Перепуск продовжується до повного вирівнювання в обох дільницях газопроводу. Коефіцієнт звуження потоку в повністю відкритому крані m=0,3.

Початковий тиск газу в обох дільницях

Співвідношення довжин дільниць

Співвідношення діаметрів

По нонограме [6] визначаємо = 45 хв.

5.4 Розрахунок товщини стінки котушки

Розрахунок товщини стінки труби з якої виготовляється котушка виконується згідно методики приведеної в БНіП 2.05.06-85 “ Магістральні трубопроводи”.

Розраховану товщину стінки “котушки” знаходимо за формулою:

, (5.4.1)

де, - розрахункова товщина стінки, см;

nP - коефіцієнт надійності по навантаженню – внутрішньому тиску трубопроводі

Згідно таблиці 13 [7] для газопроводів = 1,1;

Р- робочий тиск газопроводу, Мпа;

Для нашого випадку Р=5,5 Мпа.

Dнар = 1420см – зовнішній діаметр труби котушки.

Для виготовлення “котушки” вибираємо трубу з сталі 17Г1С з зовнішнім діаметром Dнар= 1420м.

Розрахунковий опір розтягування і стискування знаходимо за формулою:

, (5.4.2)

, (5.4.3)

де, R1 - розрахунковий опір розтягуванню, Мпа;

R2 - розрахунковий опір стискування, Мпа;

R1H,R2H - нормативні опори розтягуванню ( стискуванню) металу труби і зварних з’єднань, треба приймати рівними відповідно мінімальним значенням тимчасового опору та межі текучести, прийнятим по державним стандартам і технічним умовам на труби, Мпа. Для труб з сталі 17Г1С, приймаємо в нашому випадку R1H = 510 Мпа, R2H = 355 Мпа;

m - коефіцієнт вимог роботи трубопроводу, який приймається по таблиці 1 [7]. Для нашого випадку m=0,9;

K1,K2 - коефіцієнти надійності по матеріалу, які приймаються по таблицям 9,10 [7]. Для даного випадку K1 = 1,34, K2 = 1,15;

KH - коефіцієнт надійності по призначенню трубопроводу, який приймається по таблиці 11 [7]. Для нашого випадку KH = 1,0.

Тоді,

Отже:

Згідно сортаменту труб [7] вибираємо найближче значення стінки труби = 16м.

Уточнюємо значення величини стінки труби. Знаходимо товщину стінки “котушки” при дії осьових стискуючих напругах за формулою:

, (5.4.4)

де, 1 - коефіцієнт, який враховує двоосний напружений стан металу труби, який визначається за формулою:

, (5.4.5)

де, прN(P,t) - сумарна повздовжня напруга в стінці труби від дії тиску і перепаду температури, Мпа, яке визначається за формулою:

, (5.4.6)

де, t - коефіцієнт лінійного розширення металу труби, град -1 . Для нашого випадку = 1,210-5 град -1.

Е – модуль пружності, Мпа. Е= 2,110-5 град -1.

t - розрахунковий температурний перепад, який приймається позитивним при нагріві, С. Для нашого випадку t = +50 С.;

- змінний коефіцієнт поперечної деформації ( коефіцієнт Пуассона), = 0,3;

dвн - внутрішній діаметр трубопроводу, см.

Визначається за формулою:

dвн=Dнар-2н , (5.4.7)

де, H - нормативна товщина стінки труби, прийнята по сортаменту вибраної труби, см.

Тоді,

dвн=1420-2*16(мм) = 1382(см).

Відповідно:

Отже:

Так як н , обраний спочатку по сортаменту, для подальших розрахунків приймаємо товщину стінки “котушки” =16 мм.

Підземний газопровід необхідно перевірити на міцність і деформацію.

Перевірку на міцність в повздовжньому направленні слід проводити виходячи з умови:

,