Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Грунтовый фактор, как параметр эксплуатационной надежностимагистральных трубопроводов 10
1.1. Исследование грунтовых условий как фактора эксплуатационной надежности трубопровода 10
1.2. Особенности грунтовых условий и эксплуатации магистральных газопроводов в условиях Западно-Сибирского региона 15
1.3. Общие данные и конструктивная характеристика объекта исследования 22
1.4. Анализ аварийности и отказов на газопроводах по статистическим данным и результатам дефектоскопии 28
Выводы по главе 1 44
Глава 2. Изученность морозной пучинистости грунтов 45
2.1. Факторы, условия и критерии оценки морозной пучинистости 45
2.2. Методы решения задач тепломассопереноса при промерзании - оттаивании грунтов 54
2.3. Основные закономерности криогенного пучения дисперсных грунтов 56
2.4. Организация и проведение натурных наблюдений за изменением высотного положения конденсатопровода при воздействии морозного пучения 69
2.5. Задачи промерзания - оттаивания грунтов с учетом влагопереноса 79
2.6. Методы решения задач промерзания (оттаивания) грунтов.. 84
Выводы по главе 2. Цель и задачи исследования 93
Глава 3. Теп ловое взаимодействие подземного трубопровода с грунтами при их промерзании и оттаивании 95
3.1. Определение температурного поля промерзающего грунта 95
3.2. Расчет температурного поля промерзающего грунта и температуры энергоносителя в любом сечении в любой момент времени 107
3.3. Климатические особенности региона 109
3.4. Физико-механические характеристики грунтов по трассе конденсатопровода 112
3.5. Конвективный теплообмен на внутренней поверхности трубопровода 114
3.6. Результаты расчетов температурных полей промерзающих вокруг трубопровода грунтов 116
Выводы по главе 3 155
Глава 4. С иловое взаимодействие подземного трубопровода с грунтами при их промерзании и оттаивании 156
4.1. Расчетная схема силового взаимодействия трубопровода с пучинистыми и непучинистыми грунтами в холодный период времени 156
4.2. Силовое взаимодействие трубопровода с непучинистым грунтом 159
4.3. Силовое взаимодействие трубопровода с пучинистым грунтом 162
4.4. Изгиб трубопровода под воздействием морозного пучения в случае упругого отпора непучинистого грунта 1 171
4.5. Определение изгибающего момента при упругом отпоре грунта 1 178
4.6. Расчет напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода и определение эквивалентных напряжений при упругом отпоре грунта 1 180
4.7. Определение эквивалентных напряжений стенки трубопровода при упругом отпоре грунта 1 184
4.8. Изгиб трубопровода и расчет напряженно-деформированного состояния его стенки при упруго-пластическом отпоре грунта 1 185
Выводы по главе 4 196
Глава 5. Параметры эксплуатационной надежности трубопровода, подверженного воздействию нормальных сил морозного пучения 198
5.1. Вероятностная оценка надежности трубопровода при воздействии морозного пучения 198
5.2. Влияние изгиба трубопровода, вызванного морозным пучением, на характер механохимической коррозии на его поверхности 208
5.3. Скорость коррозии при упругом отпоре грунта 1 214
5.4. Определение скорости коррозии при упругопластическом отпоре грунта 1 220
5.5. Коррозионный процесс на внешней поверхности трубопровода при многолетнем воздействии нормальных сил морозного пучения 223
1 5.6. Локальная коррозия на внешней поверхности трубопровода 236
5.7. Рекомендации по стабилизации пространственного положения трубопроводов в условиях морозного пучения грунтов 239
Выводы по главе 5 243
Общие выводы по работе 244
Литература 245
- Особенности грунтовых условий и эксплуатации магистральных газопроводов в условиях Западно-Сибирского региона
- Организация и проведение натурных наблюдений за изменением высотного положения конденсатопровода при воздействии морозного пучения
- Конвективный теплообмен на внутренней поверхности трубопровода
- Изгиб трубопровода под воздействием морозного пучения в случае упругого отпора непучинистого грунта
Особенности грунтовых условий и эксплуатации магистральных газопроводов в условиях Западно-Сибирского региона
Самая обширная в России Тюменская область площадью около 1,5млн.км большей частью расположена в Западно-Сибирской низменности. Климат региона резко континентальный с суровой продолжительной зимой и теплым летом. Суточное колебание температур достигает 25С и более.
Инженерно-геологические условия Тюменской области характеризуются широким распространением минеральных грунтов трех основных генетических типов: аллювиальных, озерно-аллювиальных, озерно-болотных. Аллювиальные отложения, как правило, представлены суглинками толщиной от 2 до 7 метров, озерно-аллювиальные - песками, суглинками - глинами толщиной 8-15 до 40-50, а иногда до 80 метров. Озерно-болотные отложения представлены преимущественно торфами и заторфованными грунтами, суглинками, глинами. реже супесями и песками толщиной 4-6 метров.
Состав и физико-механические характеристики минеральных грунтов Тюменской области приведены в таблице 1.1.
Анализ табличных данных и кривых зернового состава свидетельствует о том, что суглинки и глины характеризуются высоким содержанием глинистых и пылеватых частиц, значительной влажностью и большой деформируемостью. При этом глинистые грунты имеют, как правило, текучую и текучепластичную консистенцию. Аллювиальные пески в большинстве своем мелкие, реже - средней крупности, пылеватые (до 50% и более), водонасыщенные, иногда - с прослоями глинистых грунтов.
Значительная по площади часть территории имеет бессточный рельеф с уклонами порядка 0,0004, что обуславливает высокий уровень грунтовых вод (часто вода стоит на поверхности). Годовая амплитуда колебаний уровня грунтовых вод составляет 2,5 — 5 метров.
Высокий уровень подземных вод обусловил почти полное водонасыщение минеральных грунтов. Степень влажности (Sr), за редким исключением, составляет 0,8, а чаще 0,9-1,0. Химический состав грунтовых вод и оценка их агрессивности в соответствии с действующим СНиП 11-28-73 (2.1-3.1, табл.З и Зб) определены кафедрой общей и специальной химии Тюменского государственного нефтегазового университета. Содержание компонентов в грунтовых водах представлено в таблице 1.2. Из анализа результатов, приведенных в таблице 1.2 следует, что в минеральных грунтах присутствуют растительные остатки, находящиеся в полуразрушенном состоянии. Содержание органических веществ колеблется от 4 до 12 % . Заболоченные и заторфованные территории занимают более 50% площади Тюменской области [117].
По данным многолетних наблюдений Тюменской и Томской метеостанций среднегодовая температура воздуха колеблется от 4,2С до -0,2С на севере области и от 0,8С до 0,6С - на юге. Максимальная положительная температура воздуха (июль) достигает 30-35С, а отрицательная -55С. Таким образом, годовая амплитуда колебаний температур достигает 90С. Продолжительность безморозного периода составляет всего 105 дней.
Продолжительная и холодная зима в сочетании с коротким летом являются причиной значительной глубины сезонного промерзания грунтов. Так, на неприкрытых снегом площадках глубина промерзания грунтов достигает более 3 метров, а торфов и заторфованных грунтов - до 0,6 метров.
Данные результатов химических анализов свидетельствуют, что грунтовые воды региона выщелачивающей и общекислотной агрессией для материалов труб не обладают.
Молекулярные отношения 8102:К20з (для суглинков - 6,6) позволяют сделать вывод, что основной составляющий минерал глинистых грунтов монтморрилонит.
Анализ инженерно-геологических условий Тюменской области позволяет сделать вывод о том, что они отличаются значительной сложностью с точки зрения использования их в качестве оснований сооружений. К особенностям, прежде всего, следует отнести:
- неоднородность литологического состава пород. Минеральные грунты повсеместно непостоянны по толщине, имеют сложный характер переслаивания с выклиниванием и заменой одного слоя грунта другим;
- обводненность территории. Из-за равнинного (бессточного) рельефа и значительного превышения величины годовых осадков над величиной их испарения для региона характерен высокий уровень грунтовых вод (от 0,5 до 1,8 метров - в минеральных грунтах и от 0,0 до 0,3 метра в торфах);
- низкая несущая способность грунтов. По всем критериям оценки они относятся к категории "слабых". Расчетное сопротивление минеральных грунтов в 50% случаев не превышает 0,1МПа, а торфов и заторфованных грунтов - 0,05МПа;
- высокая деформируемость. Минеральные грунты имеют низкие значения модуля деформации. Так, для суглинков он составляет всего 4,0-6,0 МПа, а для торфов - 0,05-0,15 МПа. Поэтому примерно в 70% случаев такие грунты не могут быть использованы в качестве естественных оснований;
- пылеватость грунтов. Достаточно сказать, что содержание пылеватой фракции в них крупностью от 0,05 до 0,005 мм колеблется от 30 до 60%. Пылеватость обуславливает склонность грунтов "к морозному пучению. Практически все минеральные грунты Тюменской области в соответствии с действующими нормами относятся к пучинистым. Об этом свидетельствует карта Тюменской области (рис. 1.2), на которой обозначены границы мелкого и глубокого сезонного промерзания грунтов, а также граница вечномерзлых грунтов. Значительное морозное пучение обусловлено также высоким уровнем подземных вод, продолжительным зимним периодом и резким колебанием отрицательных температур. Величина подъема грунта при пучении достигает до 20% толщины промерзающего слоя грунта, а силы пучения минеральных грунтов достигают 0,2 МПа и более;
- суровый климат с продолжительной холодной зимой. Это является причиной значительной глубины промерзания грунтов. Нормативная глубина промерзания грунтов на юге области составляет 1,5-1,7 м, а на севере - до 3-х метров и более. Средняя глубина промерзания торфа составляет 0,6 метров.
Организация и проведение натурных наблюдений за изменением высотного положения конденсатопровода при воздействии морозного пучения
Натурные наблюдения за конденсатопроводом проводились в 1999-2002гг. на 284-ом километре (рис.2.5).
Конкретный выбор этого был обусловлен следующими обстоятельствами:
1. Опытный участок находится в пойме р.Пурпэ на расстоянии 4 км от КС-03 «Губкинская» по направлению к северу.
Сведения о возможном пучении грунтов были получены от линейной службы конденсатопровода, наблюдавшей в течение длительного времени бугры пучения в районе участка.
При ликвидации аварии конденсатопровода в марте 1998г. на другом участке, примыкающего к опытному, под трубопроводом был обнаружен мощный слой ( 0,8м) мерзлого грунта с толстыми прослойками льда. Хотя причина аварии по акту была классифицирована как «дефект сварного соединения труб», тем не менее, это косвенно подтверждает возможную причастность морозного пучения к аварии.
Измерения, проведенные на КС-01 «Ягенетская» и KC-Q2 «Пурпейская», показали, что входная температура конденсатопровода на этих станциях в зимнее время всегда положительная, хотя грунтовые условия в этих районах соответствуют возможному пучению грунтов.
Для КС-03 «Губкинская» характерно понижение температуры входящего конденсата до -4С в январе месяце. Как показано в главе 3, такая достаточно низкая температура конденсата может наблюдаться уже на 90км километре конденсатопровода от его начала УКПГ. Такое кажущееся несоответствие объясняется теплоизоляционными свойствами снежного покрова по трассе трубопровода, что приводит к «сдвигу» начал участка появления отрицательной температуры конденсата примерно на 180км.
Однако сразу же следует отметить, что такой сдвиг не является принципиальным, поскольку операция сопряжения температуры энергоносителя в любом сечении трубопровода с температурным полем промерзающего грунта в этом сечении, описанная в главе 3, позволяет рассчитывать температурное поле промерзающего грунта при произвольно заданной температуре энергоносителя в этом сечении.
Таким образом, пучение может наблюдаться при определенном сочетании грунтовых и температурных условий, которым выбранный опытный участок удовлетворяет.
После предварительных наблюдений на указанном участке был выбран полигон наблюдений, представляющий собой площадку длиной 100м по продольному направлению движения конденсата и шириной 10м в поперечном сечении (рис.2.6).
В течение всего зимнего периода на полигоне проводилась его очистка от выпавшего снега, что позволило получить расчетные условия.
В начале полигона конденсатопровод был вскрыт, и на нем были установлены термодатчики и контактный бандаж. В качестве термодатчиков использовались медь-константовые термопары, сплетенные в «косу» длиной Зм и содержащие 9 термопар, три из которых накладывались на изоляцию конденсатопровода по его нижней образующей, три - по боковой и три - по верхней образующим. Плотное прилегание термопар к изоляции обеспечивалось охватывающим поясом, сделанным из материала изоляции.
Определение показаний каждой термопары проводилась на основе дифференциальной схемы с опорной термопарой, помещенной в кипящую воду (для надежности во время испытаний использовались две опорные термопары).
Тарировка термопар была, проведена в цеховых условиях, при этом измеряющие термопары находились в таящем льде, а опорные - в кипящей воде.
Рядом с местом крепления термопар на очищенном от изоляции и ржавчины теле трубы был жестко закреплен контактный бандаж с толстым гибким проводом длиной 5м. Бандаж состоял из двух шарнирно связанных половин, точно выгнутых по размерам трубы в цеховых условиях; при его закреплении на теле трубы использовалось болтовое соединение.
Основная проблема, связанная с наблюдением высотного положения конденсатопровода, состояла в минимальном нарушении структуры грунта на полигоне, что исключало проведение земляных работ, установку бандажей и т.д. Такие работы могли, в первую очередь, нарушить сложившиеся гидрогеологические условия участка.
С целью контроля над высотным положением трубопровода были изготовлены индикаторы перемещений, которые представляли собой отрезки труб из нержавеющей стали длиной 2м и диаметром 0,75 дюйма. К одному концу труб были приварены острые наконечники из стали, а на другой конец надеты и также приварены длинные (10см) массивные шестигранные гайки.
Девять индикаторов высотных перемещений были установлены на полигоне в октябре 1999г. Индикаторы были установлены с шагом в Юм над верхней образующей конденсатопровода по отвесу с помощью вращения и поступательного движения, для чего использовались монтажные ключи и вертикальное давление на индикатор.
Достижение полного контакта острия индикатора- с телом трубы на последней стадии погружения проводилось очень аккуратно с непрерывным контролем. Для осуществления такого контроля измерялось омическое, сопротивление между кабелем контактного бандажа и проводом, прикрепленным к индикатору (при измерениях использовалась катушка провода длиной 10Ом). Точность фиксации контакта индикатора с телом трубы подтвердилась многочисленными измерениями, проводимыми с помощью передвижной установки.
Для измерения перемещений индикаторов использовались 4 опорных репера, представляющих собой двухдюймовые трубы длиной 6м, с наконечниками на конце. При установке репера были заглублены на 5м. к верхней части реперов были приварены металлические площадки для измерительной аппаратуры (нивелиры). Такое расположение реперов позволило определять не только перемещения индикаторов, но и возможное изменение пространственного положения реперов относительно друг друга.
Основные наблюдения, результаты которых представлены на рис.2.7,2.8,2.9, были выполнены в 199-2000гг. Точкой отсчета по времени было выбрано 1 сентября 1999г.. постоянные наблюдения велись в течение 7 месяцев до 1 апреля 2000г.
Наибольшее изменение высотного положения трубопровода отмечено индикатором №7 в конце февраля 2000г. В этот период времени на участке между седьмым и восьмым индикаторами было произведено контрольное вскрытие трубопровода и обнаружен под ним мерзлый льдистый грунт толщиной 80см.
Конвективный теплообмен на внутренней поверхности трубопровода
Интенсивность конвективного теплообмена на внутренней поверхности трубопровода (граница Г]) определяется режимом течения энергоносителя и его характеристиками, зависящими, в свою очередь, от его температуры. В качестве определяющей в работе принята температура конденсата, равная 0С. При этой температуре параметры конденсата имеют следующие значения: При массовой производительности конденсатопровода G =7,2МЛН/Г = 228кг/с и внутреннем диаметре DBH = 0,704м средняя год массовая скорость энергоносителя равна: что дает следующее значение числа Рейнольдса: Таким образом, в трубе имеет место развитое турбулентное течение, что позволяет применить известную формулу [112] для нахождения числа Нуссельта Nu через критерии Рейнольдса и Прандтля Ргж: В нервом приближении примем поправку Михеева: = 1. Подставляя значения Кеж и Ргж в (3.27), находим число Нуссельта Ыиж и коэффициент конвективного теплообмена авн на внутренней поверхности трубопровода:
По результатам проведенных вычислений максимальная величина линейного теплового потока равняется q x =155 Вт/М (Новый Уренгой, 5 ый месяц). Это соответствует плотности теплового потока q = 69,3 ВТ/м2 и разности температур:
Таким образом, с хорошей степенью точности можно считать температуру энергоносителя 1ж1 равной температуре внутренней поверхности трубопровода ilTp.
На рис.3.7 - 3.21 приведены графики изменения температуры конденсата и линейной плотности теплового потока q по трассе конденсатопровода для климатических условий Нового Уренгоя и Сургута. Левая колонка графиков соответствует отсутствию снежного покрова (Нсн = 0), графики правой колонки построены при следующих эквивалентных толщинах снежного покрова:
Легко видеть, что графики левой и правой колонок соответствуют максимальному и минимальному промерзанию грунта вокруг трубопровода. Следовательно, появляется возможность определения необходимых для дальнейших расчетов параметров (толщина промерзшего грунта под трубопроводом, величина пучения, нормальная сила морозного пучения и т.д.) с оценкой диапазона изменения этих параметров.
Из схемы трассы конденсатопровода (рис. 1.3) следует, что климатические условия Нового Уренгоя могут быть отнесены условно к первой половине конденсатопровода, а для второй половины характерны климатические условия Сургута.
Из дальнейшего станет ясно, что промерзание грунта под трубопроводом наблюдается при температуре энергоносителя t«, близкой к нулю. Учитывая протяженности отдельных участков конденсатопровода, на основании графиков (рис.3.10-3.12 и 3.17-3.19) можно сделать вывод о том, что при отсутствии снежного покрова возможно понижение температуры конденсата до О С и ниже как для Нового Уренгоя, так и Сургута. Влияние снежного покрова более ощутимо для Сургута, где при указанной толщине снежного покрова Нсн = 0,209м температура конденсата всегда выше 4С. Что касается Нового Уренгоя, минимальная температура конденсата при наличии снежного покрова Нсн = 0,117м равна 2С, что может привести (при малоснежных зимах) к появлению мерзлого грунта под трубопроводом.
Изгиб трубопровода под воздействием морозного пучения в случае упругого отпора непучинистого грунта
Для расчета напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода, подверженного морозному пучению, должна быть выбрана соответствующая расчетная схема.
Как известно, конструктивно-силовая схема линейной части подземного магистрального трубопровод а может состоять из следующих частей: прямолинейный участок, упругоискривленный участок, криволинейный участок из гнутых труб, стыков, тройников и т.д.
С точки зрения геометрии эти части разделяются на тонкостенную оболочку, брус или жесткую нить.
Характер нагружения трубопровода и условия его опирания приводят, в свою очередь, к следующим расчетным вариантам: осесимметрично нагруженная тонкостенная оболочка, неосесимметрично нагруженная тонкая оболочка в упругой среде, балка на упругом основании, балка в жесткопластической среде, брус малой кривизны, брус малой кривизны в упругой среде, цилиндрическая оболочка с криволинейной осью, жесткая нить, жесткая нить в упругой среде.
Как показали вычисления, уровень напряжений в стенке трубопровода не превыщает предела текучести стали ст, что позволило принять трубопровод в зоне действия морозных сил пучения (рис.4.1) как упругоискривленный участок, рассматриваемый как тонкостенная оболочка при определении кольцевых напряжений и как балка малой кривизны при определении продольных напряжений. Последние рассчитываются по известной формуле изгиба стержней. Что касается условий нагружения, то часть трубопровода, находящаяся в непучинистом грунте 1, рассматривается как балка в упругопластической среде, а часть трубопровода в пучинистом грунте - как балка в квазиупругой среде.
На первом этапе исследований рассматривается упругий отпор грунта 1. Это означает, что максимальное перемещение трубопровода в этом грунте не превышает значения W10 (рис.4.2). В этом случае система уравнений для изогнутой оси трубопровода имеет следующий вид: где EI - изгибная жесткость трубопровода;
Wi и W2 - его перемещения в грунтах 1 и 2 соответственно; qi и q2 - интенсивности поперечных нагрузок в грунтах. В уравнении (4.10) опущены силы инерции (как пренебрежимо малые). Интенсивность поперечной нагрузки q, находится из уравнения (4.1), а интенсивность поперечной нагрузки q2- , действующей на трубопровод со стороны грунта 2, может быть найдена из выражения при выводе формулы (4.11) для q2 учтено, что величина перемещения участка трубопровода при стесненном пучении hCT равна перемещению W2 этого участка.
С учетом значений qi и q2 система (4.10) может быть переписана следующим образом: и условиями непрерывности перемещения, угла поворота (девиации), изгибающего момента и поперечной силы трубопровода на условной границе раздела двух грунтов:
Отметим следующие обстоятельства.
1. Из анализа полученного решения станет ясно, что условия (4.12) могут быть смягчены с помощью понятия длины краевого эффекта и записаны более реальным образом.
2. Второе уравнение системы (4.12) показывает, что взаимодействие трубопровода с пучинистым грунтом (в некоторый момент времени т) носит квазиупругий характер.
3. Поскольку величина ах и hf являются функциями времени, то и величина кг также зависит от времени. Однако с учетом того обстоятельства, что время перестройки процесса взаимодействия достаточно большое, (около одной недели), то для нахождения величины W2 может быть применен метод смены стационарных состояний, который (для данной задачи) заключается в том, что в течение времени-Ат = 0,25 месяца величины аах и hf не меняются и скачком принимают новые значения в следующий момент времениАт.
Похожие диссертации на Эксплуатационная надежность магистральных трубопроводов в районах глубокого сезонного промерзания пучинистых грунтов
