Разработка методики расчета прочности магистральных газопроводов с полиэтиленовыми вставками тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.13, кандидат технических наук Пономарева, Татьяна Георгиевна

• Пономарева, Татьяна Георгиевна
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Пономарева, Татьяна Георгиевна

Содержание *

стр

Введение 4 Глава 1. Анализ методов строительства магистральных газопроводов Западной Сибири

1.1 Характеристика газопроводных систем

1.2 Климатические характеристики вдольтрассовых территорий газопроводов

1.3 Анализ методов строительства газопроводов на слабонесу-

»

щих грунтах

1.4 Анализ методов строительства газопроводов на вечномерз-лых грунтах

1.5 Анализ методов строительства подводных переходов. 33 Глава 2. Эксплуатационный анализ магистральных газопроводов

2.1. Анализ отказов магистральных газопроводов

2.2. Способы предупреждения возникновения дефектов

2.3. Анализ свойств полиэтилена для ремонта газопроводов. 60 Глава 3. Обеспечение ремонтопригодности газопроводных систем. ,

3.1 Показатели надежность линейной части газопроводных систем

3.2. Параметры оценки ремонтопригодности газопроводов

3.3. Система технического обслуживания и ремонта газопроводов

3.4. Оценка эффективности технического обслуживания и ремонта линейной части газопроводов

Глава 4. Восстановление прочности участка отремонтированного

полиэтиленовыми вставками

4.1 Анализ существующих-методов ремонта магистральных газопроводов

4.2 Анализ методик расчета прочности газопроводов

4.3 Разработка алгоритма расчета для определения прочности линейной части газопроводов с полиэтиленовой вставкой

4.4 Разработка методики расчета газопроводов с полиэтилено-

«

выми вставками

Выводы

Литература

Приложения.

»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики расчета прочности магистральных газопроводов с полиэтиленовыми вставками»

ВВЕДЕНИЕ

Роль трубопроводного транспорта газа в народном хозяйстве страны резко возрастает в связи с удаленностью мест добычи от мест потребления. Значительно усложняется структура систем газоснабжения, становится острой проблема оценки ее технико-экономической эффективности и выбора оптимальных вариантов принимаемых решений. Кроме того, необходим комплексный учет технических, экономических и социальных факторов. Трудности решения поставленной задачи обусловлены требованиями широкого народно-хозяйственного подхода при выборе оптимальных технологических условий.

Магистральный транспорт газа переживает в настоящее время период бурного развития. Сооружения и интенсивная эксплуатация многониточных газопроводов большой протяженности ставит новые задачи по проектированию, сооружению, эксплуатации и эффективному ремонту.

Дальний транспорт газа - единая взаимосвязанная технологическая система, осуществляющая перемещение больших количеств газа от мест их добычи или производства к пунктам потребления на тысячи и более километров.

Одним из важных звеньев в системе дальнего транспорта газа являются газопроводы 'Западно-Сибирского региона. Система магистральных газопроводов Западной Сибири является крупнейшей не только в нашей стране, но и в мире. Природный газ с месторождений севера Тюменской области по трансконтинетальным магистральным газопроводам подается в промышленные районы Урала и европейской части страны, на экспорт в европейские страны.

Особенности территории прохождения трасс газопроводов: высокая заболоченность, обводненность, наличие зон с многолетнемерзлыми породами, низкие среднегодовые температуры, сложная транспортная 'схема

доставки материалов, удаленность от баз снабжения - всё это значительно осложняет строительство, эксплуатацию и ремонт всех элементов магистральных газопроводов.

Добыча газа в Западной Сибири за; последние десятилетия выросла с 178 до 560 млрд. м3 в год, а доля Тюменского газа в общем балансе отрасли -с 33 до 90 % . Только объединение Тюментрансгаз за 1997 год транспортировало природного товарного газа 409,64 млрд. м3 . На цачало 1998 года протяженность линейной части объединения составила 26630 км.

Сложные природно - климатические условия севера Западной Сибирского региона значительно затрудняют строительство и эксплуатацию газотранспортных систем, проведение ремонтно - восстановительных работ, увеличивают их стоимость, требуют специальных технических решений для обеспечения надежной работы всей газотранспортной системы.

Затраты на функционирование газотранспортной системы (ГТС) обусловлены типом и количеством эксплуатируемого оборудования, сроком его эксплуатации, а также географическим расположением и почвено -грунтовыми условиями прохождения трасс газопроводов и другими факторами.

Необходимо отметить, что надежность газоснабжения снижается из-за отказов по ряду причин, характерными из которых являются: низкое качество материала, несовершенная технология транспортировки труб, нарушения режима эксплуатации, физическое старение и сложные условия прокладки газопроводов.

Все перечисленные факторы существенно влияют на эффективность

«

транспорта газа, поэтому решения задач, связанных с разработкой новых методов капитального ремонта и повышения качества функционирования ГТС Западной Сибири, рассмотрены в данной работе.

Совершенствованию строительства и эксплуатации трубопроводных систем посвящены работы многих авторов, среди них наибольший вклад внесли В. Л. Березин, П. П. Бородавкин, В. В. Болотин, А. И. Гриценко, А. К. Дерцакян, Б. Л. Кривошеин, В. А. Иванов, Б. П. Порша-ков, П. И. Тугунов, Л. Г. Телегин, В. В. Харионовский, Е. И. Яковлев и др.

Тем не менее, вопрос повышения качества функционирования и ремонта ГТС по прежнему остается , актуальным. Для его решения разрабатываются новые технологии изготовления' труб, одновременно усиливается контроль за сохранением окружающей среды, увеличивается объем внутритрубной инспекции, по результатам которого проводят ремонтные профилактические работы на линейной части.

На основании проведенных исследований было определено, что одной из актуальных задач в эксплуатации газопроводов является выбор метода ремонта, который отвечал бы требованиям, предъявляемым к транспортным системам для надёжного газоснабжения.

В связи с этим, задачами исследований настоящей работы является:

1 анализ:

а) существующих методов строительства газопроводов в условиях повышенной трудности; »

б) статистических данных об утечках, отказах и авариях на

магистральных газопроводах;

в) системы технического . обслуживания и ремонтопригодности

газопроводов;

2 Разработка методов расчёта:

а) прочности линейной части магистральных газопроводов,

выполняемых традиционно;

б) расчёт газопроводов большого диаметра с полиэтиленовыми

»

вставками

в) прогрессивного метода капитального ремонта магистральных

газопроводов.

Научная новизна предлагаемых исследований заключается в разработке принципиально нового метода ремонта ГТС с помощью полиэтиленовых вставок, формируемых во внутренней полости методом экструдирования и в разработке методики расчета несущей способности газопровода с дефектом. На основании предлагаемой методики разработана программа по выбору оптимальных параметров с учетом напряженно -деформированного состояния трубопровода.

На основании проведенного комплекса исследований определилась возможность увеличения реального срока службы, при одновременном снижении затрат на техническое обслуживание и ремонт магистрального газопровода.

Практическая ценность и реализация результатов исследований. Разработанные методы и технологии в качестве промышленного эксперимента использованы в ТУМГ ДП "Сургутгазпром", на трассах Вынгапурского месторождения и на их отводах и показали полную пригодность разработанных мероприятий при капитальном ремонте.

1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ СТРОИТЕЛЬСТВА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1 Характеристика газопроводных систем

Система газопроводов Западной Сибири начала развиваться с 1967 г., после ввода в эксплуатацию первого магистрального газопровода Игрим -Серов. В настоящее время система магистральных газопроводов Тюменской области является самой крупной и мощной системой не только в Российской Федерации (РФ), но и в мире.

Первый газопровод Западной Сибири Игрим - Серов, предназначенный для подачи газа из Пунгинского и Игримского месторождений предприятиям Северного Урала, имел диаметр 1020 мм, протяженность трассы 496,7км, проектную пропускную способность 10 млрд. м3 в год. Компрессорные станции оснащали агрегатами ГТ-6-750 с нагнетателями Н-300-1-1,23, впервые поступившими в опытно-промышленную эксплуатацию. Газопровод проходил по сложной в инженерно-геологическом отношении территории.

Трубопроводы в зависимости от способа прокладки подразделяют на: надземные, сооружаемые на опорах или эстакадах с устройством переходов через трубопроводы и проездов для транспорта, подземные, прокладываемые в грунте, открытых и закрытых лотках, в непроходных полуподземных и подземных каналах и наземные, сооружаемые с обвалованием. Согласно нормативным данным, срок службы надземных трубопроводов примерно в 2,5 раза больше, чем подземных.

Выбор способа прокладки трубопровода обусловливается экономической целесообразностью, рельефом местности, геологией, гидрогеологией, наличием искусственных и естественных препятствий, физико-химическими

свойствами перекачиваемых сред, климатическими условиями, удобствами обслуживания. •

Трубопровод для защиты от внешней среды покрывается защитными покрытиями (лакокрасочными, битумными, на основе эпоксидных смол, в виде полиэтиленовых лент). Трубопроводы, предназначенные для перакачки горячих и низкотемпературных сред, оборудуют тепловой изоляцией. Для уменьшения воздействия почвенной коррозии на подземные трубопроводы используют средства электрохимической защиты (протекторной, катодной или дренажной).

При проектировании трубопроводов добиваются обеспечения их надежности при минимальных затратах, учитывается необходимость унификации узлов и деталейу обеспечение высокой маневренности (быстрого включения и отключения), уменьшение тепловых потерь в неизотермических трубопроводах, снижение шумовых эффектов и т.д. Особое внимание уделяется выбору оптимальной трассы трубопровода.

Требования, предъявляемые к трубопроводам, направлены на обеспечение их надежности, безопасной эксплуатации, отражены нормативных документах. В них определены области применения материалов труб различных производств; изложены требования, предъявляемые: к прокладке, монтажу, сварке, термообработке; даны указания: по установке дренажных и воздушных кранов, по проведению гидравлических испытаний, контролю, освидетельствованию трубопроводов и к другим работам.

Расчет прочности трубопровода является сложным, разветвленным, многоэтапным процессом. Обычно комплекс прочностных расчетов подразделяют на ряд групп:

расчеты на прочность трубопровода в целом с учетом всего комплекса нагрузок, возникающих при эксплуатации трубопроводов; расчеты на прочность с учетом температурных воздействий;

специальные расчеты прочности трубопровода; расчеты на прочность отдельных деталей (элементов) трубопровода (колен, отводов, тройников, кранов и т.д.) [1,2].

Расчеты производятся по методу предельных нагрузок. Он наиболее адекватно учитывает работу трубопровода при статическом нагружении и позволяет проектировать трубопровод без излишних запасов прочности. Для расчета трубопровода, работающего при. высоких температурах, вызывающих интенсивную ползучесть, предел текучести должен заменяться преде»

лом длительной прочности. Расчеты трубопроводных элементов нормированы и выполнение норм контролируется государственными органами.

Монтаж трубопроводов представляет собой комплекс трудоемких операций: сборка, установка и, при необходимости, закрепление трубопровода в проектном положении, обработка и подготовка внутренних и наружных поверхностей, гидравлическое или пневматическое испытание.

Все трубопроводы перед пуском в эксплуатацию после монтажа, ремонта, консервации или простоя более одного года подвергаются испытаниям на прочность и проверке на герметичность, проводимым одновременно. Испытания проводятся после полной сборки трубопровода и монтажа всех узлов.

1.2 Климатические характеристики вдоль трассовых территорий газопроводов

Западная Сибирь - крупный нефтегазодобывающий район страны. Это район с суровыми климатическими условиями, множеством больших и малых рек, озер, болот, многолетне и сезонно мерзлыми грунтами.

Условно Западную Сибирь можно подразделить на три зоны: Южная, Среднее Приобье, Северная (табл. 1.1). Анализ приведенных характеристик

районов прокладки газопроводов показал, что транспорт .газа осуществляется в условиях эксплуатации более сложных, Чем в средних районах страны. [59] Абсолютный минимум температур - -60°С, максимум - 40°С, т.е. интервал изменения температур равен 100°С. Следует отметить, что изменение температуры в течение суток может быть более 15°С. Такие резкие колебания температуры приводят к тому, что температура газа изменяется, газопровод начинает "тянуть", и при этом возникают опасные напряжения в стенках труб, которые могут привести к их разрыву. Факторами, в значительной мере влияющими на изменение температуры в рассматриваемом регионе, являются: географическое положение, атмосферная циркуляция, характеристика грунтов, рельеф местности.

Среднегодовая'температура грунтов изменяется: для севера и Среднего

Приобья от -8°С до -9°С, а Южного Приобья от 2°С до 5°С. Климатические

»

характеристики региона определяются увеличением среднегодовой температуры с востока на запад.

В Тюменской области грунты в южных и средних районах характеризуются наличием большого количества торфа, песка и супесей различной плотности и гранулометрического состава, суглинка и глины. По своему составу они мелкодисперсны, лессовидны, макропористы; имеют относительно высокую влажность, способны к образованию морозобойных трещин, многолетних бугров пучения, склонны к термокарстовым явлениям.

Для северных районов, расположенных выше 66° северной широты, характерно наличие зон многолетне- и вечномерзлых грунтов. Пространство между 66° и 63° имеет отдельные талики, количество которых к югу возрастает, и южнее 63° часто встречаются мНоголетнемерзлые толщи, состоящие из влагонасыщенных торфяников.

♦

Таблица 1.1

Температурные характеристики Западной Сибири

Параметр Юг Западной Сибири Среднее Приобье . Север Западной Сибири

Среднегодовая температура наружного воздуха, °С -2-0 -3 ' -10

Средняя температура, °С: летнего периода зимнего периода 21 -17 8 -28 -4 -43 *

Абсолютная температура наружного воздуха °С: максимум минимум 35 -54 33 -56 31 -59

Число дней в году с отрицательной температурой 170 206 230

Число дней со снежным покровом 160 180 220

Высота снежного покрова, см 60 65 85

Скорость ветра, м/с максимальная 5,7 5,5 6,5 ,

Средняя относительная влажность воздуха: теплого (холодного), % 59 79 59 78 56 78

Север и Запад Сибири характеризуются равнинным заболоченным ландшафтом с отметкой 99 - 85 м над; ..уровнем моря. Почвы песчано-глинистые. Многолетняя мерзлота залегает на глубине 0 - 23 м и отдельными участками - на глубине 164 - 203 м. Грунтовые воды расположены на глубине 1,5 - 0,8 м.

♦

Район, расположенный в южной мерзлотной зоне, характеризуется приуроченностью вечномерзлых грунтов к озерно - болотным комплексам, покрытым торфом мощностью 4-5 м. Многолетнемерзлые грунты на этих

участках прерывисты и имеют массивно-островное распространение, т.е. занимают 20 - 90 % площади торфяного массива. Температура мерзлых грун-

*

тов в пределах, крупных торфяников составляет -5 - -4 °С, в мелких -1 °С. Острова и линзы многолетнемерзлых грунтов покрыты сомкнутым лесом с мощным бруснично-сфагновым слоем. Эти грунты (пески, реже суглинки) практически непросадочны, торфы сильнольдистые с большой степенью просадочности. Глубина сезонного протаивания грунтов -0,3 - 1,8 м, а промерзания болот -0,5 - 1,5 м. • : '

Характерным для участков вечномерзлых грунтов является рельеф с буграми пучения. Грунты, залегающие под торфом, представлены песками различной степени крупности с преобладанием мелких и пылеватых. В, основаниях торфяньк массивов встречаются маломощные линзы, прослойки супесей и суглинков. Льдистость грунтов, залегающих под торфяниками, весьма высока (6 - 60 %), что обуславливает наличие в них линз и прослоек льда. Грунты, льдистость которых достигает 20 - 30 %, обладают высокой степенью просадочности при оттаивании.

Для озерно - болотистых комплексов характерны такие криогенные процессы и явления, .как термокарст, пучение, а также возможное новообразование вечномерзлых пород. Основные показатели по топогеологическим условиям участкам трассы газопроводов, обслуживаемых Сургутгазпромом, приведены в табл. 1.2.

В южной части мерзлые грунты трассой практически не пересекаются. Район прохождения^ газопровода от р. Обь до г. Тюмени характеризуется слаборасчлененным рельефом, распространением торфяников мощностью до 10 м и практически сплошной обводненностью. Почвенно-растительный слой мощностью 0,4 - 0,5 м, ниже залегают супеси -'3,2 - 4,6 м, затем суглинки - 4,2 м. Верхний слой - средне - и хорошо разложившийся торф до 11,5 м, водонасыщенный, суглинок бурый и голубовато - серый от тугопла-

стичной до мягкопластичной консистенции, супеси пластичные и текучие, водонасыщенные. Грунтовые воды расположены на глубине 0 - 0,8 м и 0,8 -3,5 м от поверхности. Болота I и II типов с глубиной торфа 2 - 10 м.

Таблица 1.2 »

Топологические показатели

Участки с вечномерзлыми грунтами, % 3,3

В том числе просадочные, % 0,6

Болота, %

типа III 1,0

типа II : • 22,4

типа I 4,7

Обводненные участки, % 27,8

Многониточные переходы через реки, число/% » 12/6,5

Число мелких ручьев и рек 128,0

Лесные массивы, % 34,3

Среднее Приобье характеризуется равнинным рельефом, пересеченным множеством рек и ручьев с обширной сетью болот. Климат резко континентальный, увлажненный. Температура воздуха резко колеблется не

только в течение года, а также месяца и суток. Диапазон колебания абсолют»

ных температур 87,7 °С.

Почвы подзолистые, болотистые, состоящие из суглинков и супесей мощностью 0,5 — 1,7 м, а ниже залегают пески мощностью до 18 м.

Суровые условия северных районов Тюменской области требуют не только новых конструктивных проектных решений, но также прогрессивной

технологии и ограниченных сроков строительства. Особенности строительства определены топографическими и природно-климатическими условиями:

- большим количеством болот II и III типов, препятствующих проведению работ в летний период;

- наличием водных преград, обуславливающих устройство многониточных переходов;

- суровым зимним периодом, требующим определенной технологии монтажа и укладки газопровода.

*

Особенно отрицательно влияет на экологическое равновесие нарушение растительного покрова в криолитовой зоне Западной Сибири. Поэтому с учетом перечисленных условий строительство газопроводов Западной Сибири ведут, в основном, в зимнее время года. Так, если высота снежного покрова в естественных условиях составляет 0,5 - 1,3 м, то на участках с разрушенным покровом 0,2 - 0,7 м. Глубина, протаивания- грунта при нормальном растительном покрове - 0,3 - 0,8 м, при нарушении его - 1,3 - 1,5 м, что влечет за собой образование наледей, промоин, жидкотекучей и вспученной почвы. Такие новообразования приводят к изменению проектного положения газопровода.

Для влагонасыщенных грунтов Западной Сибири недостаточно изучены теплофизические характеристики. Кроме того, изменение температуры и влажности грунта в течение года влияет на его теплофизические характеристики, а также на режим работы газопровода.

Одним из наиболее протяженных,:с высокой пропускной способностью газопроводов Западной Сибири является газопровод Уренгой -Челябинск, который в административном отношении охватывает север Западной Сибири, Среднее Приобье и юг Западной Сибири. Район трассы сложен и характеризуется наличием вечномерзлых грунтов практически на всех морфологических провалах.

Расчет гидравлических и тепловых режимов работы газопроводов возможен в том случае, когда известны теплофизические характеристики грунтов, в которых они расположены, поэтому грунты Западной Сибири требуют дополнительных эксплуатационных и экспериментальных исследований. В

работе использовались данные, полученные при тепловых испытаниях суще-

♦

ствующих газопроводов.

Накопленный опыт эксплуатации газопроводов позволяет установить действительные температурные поля грунта, окружающего газопровод, и проследить изменение режима работы газопровода в течение года при разных температурах наружного воздуха, грунта, а также времени года. Установлено, что интенсивность теплообмена ;в зимний период зависит от количества тепла, аккумулированного грунтом, а средняя температура транспортируемого газа в зимний и летний периоды времени года - от производительности газопровода. Низкие коэффициенты теплопередачи летом (д сравнении с зимой) обусловливают более высокие температуры транспортируемого газа в конечных участках газопровода и снижение его производительности. Однако основными параметрами, определяющими производительность газопровода, являются давление и температура атмосферного воздуха. Изменение давления в годовом цикле эксплуатации незначительно и его влияние несущественно. В регионе Западной Сибири с резко континентальным климатом (см. табл. 1.1) температура наружного воздуха даже в пределах суток изменяется значительно. Низкие температуры наружного воздуха оказывают существенное влияние на термодинамические характеристики мощности газоперекачивающих агрегатов при транспортировке газа.

В Западной Сибири грунт имеет температуру на глубине залегания газопровода ниже, чем в средней полосе и на юге страны. В связи с этим происходит более интенсивный обмен газопродуктов с окружающей средой. Вследствие большого изменения абсолютного давления по длине газопрово-

да (для зоны Западной Сибири оно больше, чем для южных газопроводов) проявляется эффект Джуоля-Томсона и в результате происходит более интенсивное уменьшение температуры по длине газопровода, что, в свою очередь, предъявляет повышенные требования к осушке и очистке транспортируемого газа.

Опыт эксплуатации показывает, что уменьшение температуры на 3°С, приводит к повышению производительности газопровода на 1%. Отсюда следует, что для повышения производительности газопровода необходимо снижать температуру транспортируемого газа (что в условиях Западной Сибири относительно доступно). Кроме того, средняя температура транспорти-

*

руемого газа оказывает существенное влияние на надежность линейной части: так, газопроводы, уложенные в слабонесущих грунтах, при высоких температурах иногда теряют устойчивость, что наиболее выражено в осенне-весенние паводки - Их выпучивает, появляются гофры и арки на отдельных участках.

В настоящее время возрастает объем ремонтно-восстановительных работ на магистралях. В этих условиях все более актуальной становится проблема обеспечения эффективной и бесперебойной работы газопроводных систем, в решении которой главная роль принадлежит усовершенствованию существующих- и созданию новых, более надежных и безопасных методов производства работ при ремонте и техническом обслуживании, работы газопроводных систем.

1.3 Анализ методов строительства газопроводов на слабонесущих грунтах.

Сооружение трубопроводов в условиях Западной Сибири осуществляется одним из следующих методов [24, 26, 39]: *

- с использованием временных лежневых дорог;

- методом сплава;. .'

- методом протаскивания по дну траншеи.

Технология укладки трубопровода на болотах с временной лежневой дороги ничем не отличается от традиционной технологии укладки издляци-онно-укладочной колонной на равнинной местности. Данный метод укладки применяется на болотах I - II типов неограниченной протяженности. Тип и конструкция временной лежневой дороги определяется характером болота, наличием местных лесоматериалов и дренирующих грунтов, пригодных для устройства дороги. Известны конструкции лежневых дорог из щитовых элементов, инверсионных металлических и рулонных дорог, а также дорог из нетканых синтетических материалов. [37, 39, 43, 51]. Объемы строительства лежневых дорог, прокладываемых в Западной Сибири, достигают 10 - 15% от общей протяженности трубопроводных магистралей.

Протаскивание трубопровода через болота по дну траншеи производится обычно при диаметре трубопровода менее 820 мм на глубоких болотах III типа [36].

Наиболее эффективный метод строительства магистральных трубопроводах на болотах - сплав изолированного трубопровода в обводненную траншею [23, 24]. Этот метод применяется на болотах II и III типов; при этом болота протяженностью до 3 км проходятся, как правило, без устройства монтажной площадки (« схода »).

»

Для укрупненной сварки секций, изоляции и сплава трубопровода на болотах большой протяженности (свыше 3 км) устраиваются монтажные площадки со специальным стационарным оборудованием, в состав которого входят сварочный стенд, неподвижные катковые опоры для сплава, стационарно установленные очистная и изоляционная машины и т. д.

Используемые технологические схемы производства работ по прокладке трубопроводов через болота обладают существенными недостатками. В частности, прокладка лежневых дорог требует затрат строительных материалов затрат и эксплуатационных расходов. В среднем, темпы производства изоляционно-укладочных работ в летний период, по сравнению с зимним, на обводненных и заболоченных территориях снижаются [29]: для обводненных участков - в 1,5 раза, для болот I типа - в 1,2 раза, %

для болот II типа - в 1,4 раза, для болот III типа - в 1,2 раза.

Распределение темпов строительства трубопроводов в районах Западной Сибири в зимний и летний периоды строительства по данным натурных измерений и диспетчерской службы треста «Сибтрубопроводстрой» представлено на рис. 1.1., следовательно, производительность обводненного участка в два раза выше, производительности на участках болот с ц = 0,01 МПа. А если сравнивать строительство по сезонам, то можно сделать вывод, что в зимнее время производительность выше, за счет промерзания болот. Поэтому, как уже отмечалось, строительство на обводненных участках и болотах стараются вести в зимнее время.

В последние ■ годы разработаны различные конструкции сборно-разборных лежневых дорог из щитов и плит заводского изготовления в рулонных дорожных покрытиях [30], прогрессивные методы балластировки трубопроводов, поколения контактной стыковой сварки трубопроводов для труб диаметром 114-1420 мм.

Решение задачи создания трубопроводно - строительного комплекса

*

полного цикла.связано со значительными трудностями теоретического плана, технической и конструктивной сложностью разработок. Вследствие этого, теоретические разработки в данном направлении носили выборочный ха-

Рис. 1.1. Темпы прокладки трубопроводов на обводненных и заболоченных территориях в летний и зимний периоды строительства

*

рактер. Первоначально главное внимание уделялось изучению и максимальному использованию машин и механизмов для выполнения отдельных технологических операций в условиях заболоченной и обводненной местнрсти.

Этим объясняется то, что первые разработки в этой области являлись переходными на пути к созданию всесезонных комплексов полного цикла. В создании альтернативных технологических решений по прокладке трубопроводов через болота можно выделить 2 основных этапа:

1) разработка технологии строительства магистральных трубопроводов, представляющей собой комбинацию способов, применяемых при укладке трубопроводов традиционными методами;

2)создание собственно монтажно-землеройно-укладочных комплексов полного цикла [24]. *

При этом, на обоих этапах решались следующие основные задачи: -разработка технологии прокладки магистральных трубопроводов на участках с водоперенасыщенными грунтами; -разработка конструкций специализированных машин, механизмов и приспособлений, обеспечивающих строительный процесс; - разработка схем комплексной механизации производства работ. Все вновь создаваемые варианты комплексов полного цикла для круглогодичного строительства на болотах должны были отвечать следующим

«

основным требованиям:

- обеспечивать работу в летний период на болотах всех типов в обводненных участках;

-иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее работу с присутствующими тяговыми средствами (для несамоходных вариантов комплексов); . ;

- обладать необходимой устойчивостью при выполнении технологических операций и запасом плавучести при нормальной на-

грузке (для комплексов, базирующихся на платформах-волокушах и платформах с воздушной разгрузкой);

- обеспечивать выполнение работ по максимально полному техническому циклу;

- исключать чрезмерную растянутость фронта работ.

Общая схема производства работ по сооружению трубопровода через болота заключается в следующем:

- после перебазировки техники к болоту ее располагают на су-

»

хом участке в непосредственной близости от болот; подвозят трубы, изоляционные и прочие материалы;

- на противоположном берегу болота сооружают якорную опору (при протяженности болота менее 500 м работы по сооружению перехода обеспечиваются одной якорной. опорой, при более протяженных болотах ставятся промежуточные опоры);

- сварочно-монтажная бригада и изоляционно-укладочная колонна на сухом участке монтируют и сваривают трубы в секции, изолируемые и последовательно наращиваемые в нитку трубопровода, сталкиваемую в траншею, образуемую механизированной бригадой, ведущей дальнейшую прокладку трубопровода через болото;

- укладка включает в себя операции по разработке траншеи, протаскиванию по ней трубопровода,'и засыпке траншеи; при всех этих операциях строительные машины располагаются на понтоне-волокуше и транспортируются скреперной лебедкой, которая стоит на месте, зачаленная якорной опорой (первый вариант) или движется сцепленная совместно с понтоном-волокушей, подтягиваясь к якорной опоре' (второй вариант).

Во многом схожей с рассмотренной технологией является технология круглогодичного строительства в заболоченной местности с применением полу стационарных механизированных комплексов (ПСМК) (рис. 1.2) [16].

Использование ПСМК признано экономически целесообразным в условиях заболоченности трасс трубопроводов и наиболее часто применяется в весенне-летний и осенний периоды; в основе ПСМК также лежит комбинация транспортных средств. Площадки ПСМК размещают на сухом участке трассы. Для бригад, сварки и изоляции труб, складирования основных материалов и конструкций, обустройства спусковой дорожки и последовательного спуска трубопровода сооружается монтажная площадка. Интервал между

площадками ПСМК составляет 10-20 км. Работа комплекса осуществляется в

»

обе стороны от монтажной площадки. При производстве работ в особо сложных условиях предполагается монтаж с помощью вертолетов, временных дополнительных платформ, оснащенных сварочными установками «Стык», оборудованием для изоляции и спуска трубопровода в траншею.

Опыт строительства трубопроводов на обводненных и заболоченных участках по подобным технологическим схемам существует и в зарубежной практике. Однако, разработанные на первом этапе технологии по сооружению переходов трубопроводов через болота комбинированными методами, наряду с определенными преимуществами, заключают в себе значительное количество существенных недостатков. К ним, в частности, можно отнести:

- незначительный рост эффективности и темпов строительства;

- сложность и высокую частоту перебазировок машин и меха низмов;

- малую продолжительность производства работ между переба зировками;

- трудоемкость и высокую стоимость дополнительной инженер ной подготовки (обустройство площадки, подъездов и т. п.);

л.

□ □ □□ "рг □ □

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», Пономарева, Татьяна Георгиевна

Основные выводы:

1. Проведен анализ влияния условий выполнения строительно-монтажных работ на надежность функционирования газопроводной системы Западной Сибири.

2. Предложена'методика оценки взаимного влияния эксплуатационных факторов на надежность функционирования линейной части труб о проводной системы.

3. Обоснованы количественные характеристики эффективности технических средств для обслуживания и ремонта магистральных газопроводов. ■

4. Разработана методика расчета прочности линейной части газопровода, усиленного полиэтиленовыми вставками.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Пономарева, Татьяна Георгиевна, 1999 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра, 1982.

2 Аксельрад Э.Л., Ильин В.И. Расчет трубопроводов. - Ленинград, Машиностроение, - 1972г.

3 Александров A.B. Надежность систем дальнего газоснабжения. М.: Недра, -

1967.

4 Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. -М.: Высшая школа, 1982. - 231с.

«

5 Барлоу Р., Прошан Ф. Статистическая теория надежности и испытания на безотказность. - М.: Наука, 1984. - 328с.

6 Безухов Н.И., Лужин О.В. Приложение методов теории упругости и пластичности к решению инженерных задач. - М.: Высшая школа. 1974. -200с.

7 Белозеров Л.Г., Киреев В.А. и др. // Испытания внутритрубных покрытий. Газовая промышленность, №2, 1997. - 41-44с.

8 Богданофф Дж., Козий Ф. Вероятностные модели накопления повреждений. - М.: Мир, 1989. - 344с.

»

9 Болотин В.В. Методы теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. - М.: Стройиздат, 1982.-351с.

10 Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. - М.: Машиностроение, 1984. - 312с.

11 Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. - М.: Недра, 1982.-384с.

12 Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.:'Недра, 1977. - 407с. .

13 Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.:

14 Бородавкин П.П., Березин B.JL, Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. -М.: Недра, 1979.-415с.

15 Бородавкин П.П., Глоба В.М. Сооружение трубопроводов в городах. - М.: Недра, 1978.- 145с.

16 Бородавкин П.П., Подземные магистральные трубопроводы (проектирование и строительство). - М.: Недра, 1982. - 384с.

17 Варданян Г.С., Андреев В.И., Атаров Н.М., Горшков A.A. Сопротивление материалов с основами теории упругости и пластичности - М.: Изд-во АСВ, 1995. - 568с.

18 Вольмир A.C. Устойчивость деформированных систем. Изд.2-е, М.: Наука, 1967.

19 Вопросы математической теории надежности // Под ред! Б.В. Гнеденко.-М.: Радио и связь, 1983. - 524с.

20 Гарантийный надзор за сложными техническими системами // Г.Е. Алпеидзе, Л.Г. Романов, A.A. Червонный и др. - М.: Машиностроение, 1988.-232C.

21 Грачев В.В., Щербаков С.Г., Яковлев Е.И. Динамика трубопроводных систем. - М.: Наука, 1987. - 438с.

22 Гуссак В.Д. Врезка под давлением на газопроводах. // Газовая промышленность №2, 1997 - 37-40с.

23 Гущин В.И., Зуев Б.Е. Инверсионная металлическая дорога. - М.: Строительство трубопроводов, № 9, 1985, с.36-38.

24 Дроздов М.А., Подгорбунский Г.Е; Определение устойчивости монтажно -укладочного комплекса для круглогодичного строительства трубопроводов на обводненных и заболоченных территориях. - Экспресс-информация ВНИИПК техоргнефтегазстроя «Механизация строительства», №7, 1987, с.4-6.

25 Егерман Г.Ф., Джафаров М.Д., Никитенко Е.А. Ремонт магистральных« газопроводов. -М.: Недра, 1973. - 288с.

26 Елисеев М.Я., Васильев Н.П. Проектирование и сооружение магистральных нефтепроводов в Западной Сибири. - М.: Недра, 1967. -145с.

27 Иванов В.А., Крылов Г.В., Рафиков Л.Г. Эксплуатация энергетического оборудования газопроводов Западной Сибири. - М.: Недра, 1987.

28 Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. - М.: недра, 1985. - 231с.

29 Инструкция по внедрению метода сплава при строительстве « магистральных'трубопроводов больших диаметров на болотах. ВСН2-67-76.- М.: ВНИИСТ, 1976.- 32с.

30 Инструкция по строительству временных дорог для трубопроводного строительства в сложных условиях (на обводненной и заболоченной местности). ВСН2-105-78.- М.: ВНИИСТ, 1978. - 44с.

31 Ионин Д.А., Яковлев Е.И. Современные методы диагностики магистральных газопроводов. - JL: Недра, 1987. - 232с.

32 Камерштейн А.Г., Рожденственский В.В., Ручимский М.Н. Расчет трубопроводов на прочность. Изд-во 2, М.: Недра, 1969. »

33 Клюк Б.А., Стоянов В.М., Тимарбулатов Г.Н. Прочность и ремонт участков магистральных трубопроводов в Западной Сибири - М.: , Машиностроение. - 1994.

34 Конев, Маркова, Пономарева. Прогнозирование надежности опасных участков трубопроводных систем.

35 Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. - М.: Наука, 1984. - 832с.

36 Косаргина В.Г. Ускоренный метод прокладки трубопроводов по болотам. - Экспресс-информация «Зарубежная техника». - М.: ЦНТИ ВНИИСТ, №6, 1975.-С.7-10. '

37 Крылов Г.В., Яковлев Е.И., - Тимашов С.А., Мекаров В.М. Управление эксплуатацией трубопроводных магистралей. Сведловск. - 1990. - 289с.

38 Маторосов В.И., Чувакина Т.И., Иванов В.А. Технический прогресс на

газопроводах Западной Сибири в 13 пятилетках. Обз. инф. Сер. Транспорт

«

и подземное хранение газа. - М.: изд. ВНИИЭГазпром, 1989. - Вып. 9. -

28с.

39 Ментков В.П., Грохотова Т.В. Сооружение магистральных трубопроводов на болотах и заболоченных участках за рубежом. Научно-технический обзор «Проектирование и строительство трубопроводов и нефтегазопромысловых сооружений». - М,: ВНИИГазпром, 1968. - 68с.

40 Методы исследования и управления системами энергетики/ Под ред. А.П. Меренкова, Ю.Н. Руденко. - Новосибирск: Наука, 1987. - 374с.

41 Микаэлян Э.А. Технические исследования газопроводов. Газовая

*

промышленность, №1, 1997. - 33-35 с.

42 Милейковский И.Е. Практические методы расчета оболочек со складок покрытий. - М.: Изд-во литературы по строительству. - 1970.

43 Надежность и эффективность техники: Методология, организация. Терминология. Справочник под ред. В.А. Рембезы. - М.: Машиностроение, 1987,-224с.

44 Новоселов В.В., Пономарева Т.Г. Анализ отказов на магистральных трубопроводах.

45 Огибалов П.М. вопросы динамики и устойчивости оболочек. - М.: Изд-во

*

Московского университета. 1963. - 418с.

46 Опыт проведения ремонтных работ на МГ Западной Сибири/ Г.В. Крылов, В.А. Иванов, И.В. Березина и др. Обз. Инф. Сер. Передовой производственный опыт и организация социалистического соревнования. -М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1988. - Вып. 8. - 33с.

47 Полозов В.А., Резвых Д.И. Оптимизация технического обслуживания магистральных газопроводов. Газовая промышленность, №3,1997.12-13 с.

48 Пономарева Т.Г., Новоселов B.B. Ремонт газопроводов полимерными материалами.

49 Пономарева Т.Г., Новоселов В.В., Крамской В.Ф. Капитальный ремонт газопровода методом внутритрубной обработки.

50 Прочность, устойчивость, колебания. Справочник в трех томах. Под ред. И.А. Биргера и Я.Г. Пановко. М-.: Машиностроение, 1968.

51 Решетников А.Д. Разработка методов сооружения трубопроводов в условиях Западной Сибири, обеспечивающих рациональную загрузку * линейного потока по сезонам производства работ. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. -М.: 1984.

52 Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. -Новосибирск: Наука, 1989. - 328с.

53 Самуль В.И. Основы теории упругости и пластичности. - М.: Высшая школа, 1982.

54 Седов В.И., Салихянов B.C. Оптимизация режимов газотранспортных систем на основе статистической идентификации. Изв. ВУЗов, Сер. Нефть и газ. - М.: изд. МИНГ им. И.М.Губкина, 1985. - №2. - с. 70-74.

55 Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р., Брянских В.Е. Вопросы живучести при планировании развития систем газоснабжения. Иркутск: изд. СЭИ АН СССР, 1980.-С.127.

56 Тимошенко С.П. Устойчивость стержней, пластин и оболочек. - М.: Наука, 1971. ' ' '

57 Харионовский В.В. Надежность и диагностика газопроводов: технико -экономические аспекты. Изд-во Газовая промышленность, №3, 1997. - 11с.

58 Эксплуатация газопроводов Западной Сибири/ Г.В.Крылов, A.B.Матвеев, O.A. Степанов, Е.И. Яковлев. - JL: Недра, 1985. - 288с. .

59 Эксплуатация энергетического оборудования Западной Сибири/ В.А.Иванов, Г.В. Крылов, Л.Г. Рафиков и др. - М.: Недра, 1987. - 143с.

60 Яковлев Е.И., Иванов В.А., Шибнев А.В. Модели технического обслуживания и ремонта систем трубопроводного транспорта. - М.: , ВНИИОЭНГ, 1993.

61 Яковлев Е.И., Крылов Г.В., Иванов В.А. Системный анализ газотранспортных систем. - Новосибирск: Наука, 1989. - 290с.

62 Ясин Э.М.: Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. - М.: Недра, 1968.

63 Крылов Г.В., Рафиков Л.Г., Иванов В.А. и5 др. Газотранспортные магистрали Западной Сибири // - М.: Недра, 1990 - 259 с.

64 Яковлев Е. И., Иванов В.А., Шибнев А.В., В.И. Матросов, Л.Г. Рафиков, Б.А. Клюк Модели технического обслуживания и ремонта систем , трубопроводного транспорта. -М.: ВНИИОЭНГ, 1993.

65 Altferink F.G.M. u. Wolters, М. Proc. International Gas Research Conference.-Orlando, USA, Amer. Gas Ass., Arlington, VA,US A, 1992.

66 Carey M.S., Stall M.The apparent critical micellar concentration of bile saltlecithin micelles: influence of composition, phospholepid chain length , sodiumchlonide concentration and temperature.Y//International Congress of Surfase Active Suh-stances,Moscow, 12-18 September, 1976,vol.2,p.810-826.

67 Davies G. Waste menagement for a largescale drilling progect. J. OfCanad.Petrol.Technol.-1987-3.-4.-Vol.84.-N47.-p.71-77.

68 Lustinger A., Tie molecules in Polyethylene. Gas Research Institute, Chicago (IL) ,USA, GRI-85/0129, 1985.

69 Mathot V.B.F.u. Rijpers M.F. G.Rolduc Polymer Meeting: Integration of fundamental polymer science and technology, 14.bis 18.Postervorfuhrung,April 1985.

70 Scholten F.L. Neuere Entwicklunger beim Rohrwerkstoff Poly-ethylen.//Gas.Erdgas.-1995.-Nr.ll.-p.594-600.

*

71 Scholten F.L. u. Rijpkema H.J.M. Proc. Plastic Pipes 8,Koningshof near Eindhoven, The Netherlands,21-24 Sept.- London: The institute of materials, 1992.

72 Van Speybroeck. Intercom and the third generation of polyethylene resins.-Pisa, 1989.

*

73 Van Speybroek, H. The use of PE pipes in the gas industry up to 10 bar.IGU, D7, Berlin, 1997.'

*

Основная программа "Cilindr pr.dpr"

program Cilindr_pr;

uses Forms,

Cilindr in 'Cilindr.pas' {Forml}, About in About.pas' {Form2}, Serin in 'Scrin.pas' {Form3};

{$R *.RES}

begin Application.Initialize; Application.CreateForm(TForm 1, Form 1); Application.CreateForm(TForm2, Form2); Application.CreateForm(TForm3, Form3); Application.Run; end.

Модуль "Cilindr.pas"

unit Cilindr;

interface

uses

Windows, Messages, SysUtils, Classes, Graphics, Controls, Forms, Dialogs,

StdCtrls, Buttons, Mask, ComCtrls, Menus, ExtCtrls; type

TForml = class(TForm) Label_a: TLabel; Edit_a: TEdit; Edit_b: TEdit; Label_b: TLabel; Label_h: TLabel; Edit_h: TEdit; Label 1: TLabel; Edit_q: TEdit; Material: TComboBox; Label2: TLabel; LabeB: TLabel; LabeM: TLabel; Label5: TLabel; Label6: TLabel; Label7: TLabel; Label8: TLabel; Label 12: TLabel; Labell3: TLabel; Label 15: TLabel; Label 16: TLabel; Labell8: TLabel; Label 19: TLabel; Label21: TLabel; Label22: TLabel; Me_Dl: TMaskEdit; Label24: TLabel; Label25: TLabel; Sigma_p: TEdit; Label26: TLabel; Label27: TLabel;

EditNu_l : TEdit; Label28: TLabel; Label29: TLabel; EditNu_2: TEdit; LabeBO: TLabel; Label31 : TLabel; Edit_El: TEdit; Label32: TLabel; Label33: TLabel; Edit_E2: TEdit; StatusBar: TStatusBar; bbVvod: TButton; MainMenul: TMainMenu; Menu: TMenuItem; Abouti: TMenuItem; ME_D2: TMaskEdit; MEJD3: TMaskEdit; ME_Mx: TMaskEdit; ME_My: TMaskEdit; ME_sigmax: TMaskEdit; ME sigmay: TMaskEdit; Timerl: TTimer; bbRun: TButton; Label9: TLabel; Label 10: TLabel; Labelll: TLabel; Label 14: TLabel; Label20: TLabel; Label23: TLabel; Label35: TLabel; Label 17: TLabel; Label34: TLabel; Me_Wx: TMaskEdit; Label36: TLabel; Label37: TLabel; Me_Wy: TMaskEdit; procedure FormCreate(Sender: TObject); procedure bbRunClick(Sender: TObject); procedure MaterialChange(Sender: TObject); procedure bbVvodClick(Sender: TObject); procedure AboutiClick(Sender: TObject); procedure TimerlTimer(Sender: TObject); private

{ Private declarations } public

{ Public declarations } end;

var

Forml: TForml;

El,E2,p_rez :real;

v 1, v2,sigma_p 1 ,a,b,h,q, Amn, Wx, Wy :real;

Dl ,D2,D3,Mx,My,Sigma_x,Sigma_y,w -.extended;

implementation uses About, Serin; {$R*.DFM}

procedure TForml.FormCreate(Sender: TObject); begin

Forml.Visible := false;

StatusBar.SimpleText := 'Введите данные для расчета'; Material.Itemindex := 0; EditEl.Text := '420000'; Edit_E2.Text := '250000'; EditNu_l .Text := '0,38'; EditNu_2.Text := '0,25'; sigmajp.Text := '60000'; end;

procedure TForml.bbRunClick(Sender: TObject); begin

Form 1 .bbVvod.Visible := true; Forml.bbRun.Visible := false;

Forml.StatusBar.SimpleText := 'Получите данные после расчета'; //Задаем переменным значение а:= StrToFloat(Forml .Edit_a.Text); b:= StrToFloat(Forml .Edit_b.Text); h:= StrToFloat(Forml .Edit_h.Text); q:= StrToFloat(Forml .Edit_q.Text); El :=StrToFloat(Forml .EditJE 1 .Text); E2:=StrToFloat(Form 1 .Edit_E2.Text);

vi :=StrToFloat(Forml .EditNul .Text); v2:=StrToFloat(Forml.EditNu_2.Text); sigmajpl :=StrToFloat(Forml .sigma_p.Text); //Исходные данные недоступны для редактирования Forml.Edit_a.Enabled := false; Forml.Edit_b.Enabled := false; Forml.Edit_h.Enabled := false; Forml.Edit q.Enabled := false; Forml.Material.Enabled — false; Forml.sigma_p.Enabled := false; Forml.EditNu_l.Enabled := false; Forml.EditNu_2.Enabled := false; Forml.Edit_El.Enabled := false; Form l.Edit_E2.Enabled := false;

//Проверка правильности ввода данных If Е1<>0 then Begin //Основной расчет

D1 := ((El*(h*h*h))/(12*(l-(vl*v2)))); D2 := ((Е2* (h* h*h))/(12*(1 -(v 1 *v2)))); p_rez := (D1*D2); D3 := sqrt(p_rez);

Amn := (16*q*Pi*Pi)/( (Dl*(l/(a*a*a*a))) + (2*D3*(l/((a*a)*(b*b)))) + (D2*(l/(b*b*b*b)))); Mx := (0-Dl)*( (Amn* ((pi/4) * (pi/4) * (pi/4) * (pi/4))) * (sin(pi/a) * sin(pi/b)) + (v2*Amn*((pi/b)*(pi/b)*(pi/b)*(pi/b))) * (sin(pi/a)* sin(pi/b))); My := (0-D2)*( (Amn*((pi/4)*(pi/4)*(pi/4)*(pi/4))) * (sin(pi/a) * sin(pi/b)) + (v 1 * Amn* ((pi/b)* (pi/b)* (pi/b) * (pi/b))) * (sin(pi/a)* sin(pi/b))); sigma_x := ((6*Mx)/(b*(h*h))); sigma_y := ((6*Mx)/((b*b)*h)); Wx := sigma_x/Mx; Wy := sigma_y/My;

End

Else Begin

Forml.StatusBar.SimpleText := 'Убедительная просьба введите данные'; End;

//Вывод данных на экран MeJDl.Text := FloatToStr(Dl); Me_D2.Text := FloatToStr(D2); Me_D3 .Text := FloatToStr(D3); Me_Mx.Text := FloatToStr(Mx); Me_My.Text := FloatToStr(My); Me_sigmax.Text := FloatToStr(sigma_x); Me_sigmay.Text := FloatToStr(sigma_y); Me_Wx.Text := FloatToStr(Wx); Me_Wy.Text := FloatToStr(Wy); end;

procedure TForml.MaterialChange(Sender: TObject); begin

Case Material.Itemlndex of 0: Begin

Edit_El .Text := '420000'; Edit_E2.Text := '250000'; EditNu_l .Text := '0,38'; EditNu_2.Text := '0,25'; sigmajp.Text := '60000'; End; 1 : Begin

EditJEl.Text := '160000'; Edit_E2.Text := '130000'; EditNu_l .Text := '0,4'; EditNu_2.Text := '0,21'; sigma_p.Text := '20000'; End; 2: Begin

Edit_E 1 .Text := '500000'; Edit_E2.Text := '450000'; EditNu_l .Text := '0,-35'; EditNu_2.Text := '0,18'; sigma_p.Text := '30000'; End; 3 : Begin

EditEl .Text := '4200000'; Edit_E2.Text := '2800000'; EditNu_l .Text := '0,34'; EditNu_2.Text := '0,34'; sigma__p.Text := '80000'; End; 4: Begin

Edit_El.Text := '10000000'; Edit_E2.Text := '2500000'; EditNu_l .Text := '0,22'; EditNu_2.Text := '0,11'; sigma_p.Text := '600000'; End; 5: Begin

Edit_El.Text := '9000'; Edit_E2.Text:= '9000'; EditNu_l .Text := '0,41'; EditNu_2.Text := '0,41'; sigma_p.Text:='16000'; End; End;

procedure TForml.bbVvodClick(Sender: TObject); begin

Forml.bbVvod.Visible := False; Forml.bbRun.Visible := True;

StatusBar.SimpleText := 'Введите данные для расчета'; Forml.Edit_a.Enabled := true; Forml.Edit_b.Enabled — true; Forml.Edit_h.Enabled := true; Forml.Edit_q.Enabled := true; Forml .Material.Enabled := true; Forml.sigma_p.Enabled true; Forml .EditNu_l.Enabled := true; Forml.EditNu_2.Enabled :=true; Forml.Edit_El.Enabled :=true; Forml.Edit_E2.Enabled := true;

procedure TForml.AboutlClick(Sender: TObject);

begin

Form2.Visible := true; Form 1 .Enabled := False; end;

procedure TForml.TimerlTimer(Sender: TObject); begin

Form3.Visible := false; Forml.Visible := True; Forml.WindowState := wsNormal; Form 1 .Enabled := true; Timer 1.Enabled := false; end;

end.