Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ работ, посвященных исследованию напряженно- деформированного состояния трубопроводов, пролегающих на обводняемых территориях
1.1 Обзор работ, посвященных проблемам эксплуатации подводных переходов газопроводов
1.2 Обзор работ, посвященных расчету напряженно- деформированного состояния подземного трубопровода с учетом совместной его работы с грунтом
1.3 Обзор работ, посвященных исследованию продольной устойчивости трубопроводов
1.4 Анализ существующих методов предотвращения потери трубопроводами устойчивости на обводняемых территориях
Глава 2 Моделирование напряженно-деформированного состояния размытого участка газопровода, подвергающегося сезонному обводнению
2.1 Постановка задачи 40
2.2 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния пойменного участка газопровода, проложенного через малую реку
2.2.1 Вспомогательные расчеты 54
2.2.2 Исследование напряженно-деформированного состояния подводного газопровода, грунт над которым размыт, при увеличении длины размытого участка
2.3 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния пойменного участка газопровода, проложенного через среднюю реку
2.3.1 Исследование напряженно-деформированного состояния подводного газопровода, грунт над которым размыт, при увеличении длины размытого участка
2.3.2 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния размытого участка газопровода при изменении уровня воды
2.4 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, всплывавших на обводненных территориях Западной Сибири
Выводы по главе 2 85
Глава 3 Исследование напряженно-деформированного состояния подводных переходов магистральных газопроводов с учетом изменения степени насыщения водой грунта прилегающих участков
3.1 Моделирование напряженно-деформированного состояния газопровода при постоянном уровне воды на размытом участке
3.1.1 Постановка задачи 87
3.1.2 Расчет напряженно-деформированного состояния подводного участка газопровода, грунт над которым размыт, при изменении уровня воды на прилегающих подземных участках
3.1.2.1 Вспомогательные расчеты 89
3.1.2.2 Расчет прочности исследуемого участка газопровода в соответствии с положениями СНиП 2.05.06-85
3.1.2.3 Оценка прочности газопровода при уровне воды в прилегающих участках ниже трубопровода (сухом грунте прилегающих участков)
3.1.2.3.1 Случай пренебрежения воздействием температурных напряжений и внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода
3.1.2.3.2 Случай учета воздействия температурных напряжений и внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода
3.1.2.4 Оценка прочности газопровода при повышении уровня воды в прилегающих подземных участках
3.1.3 Расчет напряженно-деформированного состояния размытого участка газопровода, засыпанного слабым неуплотненным грунтом
3.2 Моделирование напряженно-деформированного состояния 115 газопровода при синхронном изменении уровня воды на размытом и прилегающих к нему подземных участках
3.2.1 Постановка задачи 115
3.2.2 Расчет напряженно-деформированного состояния размытого пойменного участка газопровода при повышении уровня воды в реке
3.2.2.1 Оценка прочности газопровода при уровне воды ниже трубы 117
3.2.2.1.1 Случай пренебрежения воздействием температурных напряжений и внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода
3.2.2.1.2 Случай учета воздействия температурных напряжений и внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода
3.2.2.2 Оценка прочности газопровода при поднятии уровня воды 123
3.2.3 Расчет напряженно-деформированного состояния пойменного участка газопровода, засыпанного слабым неуплотненным грунтом
3.2.4 Сравнение методов расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода, учитывающих и пренебрегающих изменением свойств грунта в процессе его эксплуатации
Выводы по главе 3 134
Глава 4 Разработка рекомендаций по повышению прочности и устойчивости трубопроводов на обводняемых территориях
4.1 Уменьшение прогибов всплывших участков газопроводов путем засыпки трубопровода прочным уплотненным грунтом
1 Моделирование напряженно-деформированного состояния газопровода при постоянном уровне воды на размытом участке
2 Моделирование напряженно-деформированного состояния газопровода при синхронном изменении уровня воды на размытом и прилегающих к нему подземных участках
2 Снижение напряжений на размытых участках газопроводов путем изменения параметров эксплуатации трубопровода
3 Границы применимости методов расчета напряженно- деформированного состояния обводненных участков трубопровода, пренебрегающих воздействием прилегающих подземных участков
4 Исследование длины участка прогиба газопровода в вертикальном вверх направлении, образующегося при всплытии трубы
Выводы по главе 4 166
Основные выводы и рекомендации 168
Список литературы
- Обзор работ, посвященных расчету напряженно- деформированного состояния подземного трубопровода с учетом совместной его работы с грунтом
- Исследование напряженно-деформированного состояния подводного газопровода, грунт над которым размыт, при увеличении длины размытого участка
- Расчет напряженно-деформированного состояния подводного участка газопровода, грунт над которым размыт, при изменении уровня воды на прилегающих подземных участках
- Моделирование напряженно-деформированного состояния газопровода при постоянном уровне воды на размытом участке
Введение к работе
Актуальность работы
Участки газопроводов, прокладываемые траншейным способом через водные преграды, являются постоянными зонами риска. Причем зонами повышенной опасности являются как участки трубопроводов, проложенные непосредственно в русле реки, так и в поймах рек. Положение пойменных участков трубопроводов усугубляет сезонное изменение ширины реки, связанное с поднятием уровня воды во время весенних половодий, а также в периоды продолжительных ливней, и опусканием уровня воды в засушливое время года. По этой причине данные участки газопроводов могут находиться как в сухом грунте, так и в обводненном, в зависимости от времени года. Периодически повторяющийся процесс подъема-убывания уровня воды в реке способствует размыванию грунта на пойменных участках трубопровода, порой оголяя значительные по протяженности его части.
Часто потеря продольной устойчивости и всплытие участков трубопроводов наблюдается на обводненных и заболоченных территориях, слабосвязанных и торфяных грунтах. Половина территории России охвачена вечной мерзлотой, и магистральные трубопроводы на тысячи километров пересекают заболоченную тундру. Несущие свойства многолетнемерзлых грунтов после перехода в талое состояние снижаются во много раз. На газопроводах Европейского Севера и Западной Сибири частыми являются аварии и отказы, которые происходят вследствие потери трубопроводами продольной устойчивости и последующего их всплытия.
Характер и величина нагрузок, действующих на газопровод в процессе его эксплуатации, по перечисленным выше причинам могут значительно меняться, порой существенно отличаясь от нагрузок, на действие которых рассчитывался трубопровод на стадии проектирования.
Вышесказанное определяет актуальность темы диссертации.
Цель работы
Разработка и совершенствование методов обеспечения прочности и устойчивости газопроводов на склонных к обводнению и подтапливаемых территориях с применением математического моделирования трубопроводов.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:
-
обзор причин возникновения всплывших участков газопроводов и анализ существующих методов расчета напряженно-деформированного состояния трубопроводов на переходах через водные препятствия;
-
разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния размытых и всплывших участков магистральных газопроводов;
-
анализ напряженно-деформированного состояния обводненных участков газопроводов при увеличении степени насыщенности водой грунта прилегающих подземных участков;
-
разработка рекомендаций по уменьшению напряжений и расчету напряженно-деформированного состояния газопроводов на всплывших участках.
Методы исследований
Поставленные в работе задачи решались с использованием теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем путем создания математических моделей, проведения расчетов по разработанным алгоритмам и системного анализа полученных результатов. Расчеты выполнялись с использованием программы «MathCAD».
Научная новизна
-
-
Установлено влияние увеличения степени водонасыщенности грунта прилегающих подземных участков на напряженно-деформированное состояние всплывших участков газопровода, выражающееся в увеличении стрелы прогиба трубопровода до 40% и росте напряжений до 35%.
-
Установлено, что пренебрежение воздействием прилегающих подземных участков при построении математической модели напряженно-деформированного состояния размытого участка газопровода приводит к занижению расчетных значений напряжений на размытом участке до 2 раз по сравнению с расчетными значениями, получаемыми при учете воздействия прилегающих подземных участков.
3 Установлено, что образующийся при всплытии прогиб газопровода в вертикальном вверх направлении не ограничивается обводненными участками трубы, а включает в себя прилегающие подземные участки трубопровода, общая протяженность которых достигает до 35 % от длины размытого участка.
Положения, выносимые на защиту:
краткое описание математических моделей, разработанных для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) газопроводов на обводненных участках;
результаты расчетов параметров НДС исследуемых участков трубопроводов в виде графиков и таблиц;
основные выводы и рекомендации по расчету и эксплуатации участков газопроводов, прокладываемых на обводненных территориях.
Практическая ценность работы
Полученные в работе результаты исследований используются в учебном процессе, а именно: методика расчета напряженно-деформированного состояния газопровода при обводнении трассы включена в курс практических занятий дисциплины «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» при подготовке инженеров, бакалавров и магистров по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».
Апробация работы
Основные положения диссертации были доложены и обсуждены:
на 58, 59, 61, 62, 63 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, 2007, 2008, 2010, 2011, 2012 г.;
на международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт - 2007, 2008, 2009, 2010, 2011», г. Уфа.
Публикации
Основные положения диссертации опубликованы в 15 печатных трудах, в числе которых 3 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа изложена на 179 с. машинописного текста, состоит из четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 108 наименований, включая 34 рисунка и 45 таблиц.
Обзор работ, посвященных расчету напряженно- деформированного состояния подземного трубопровода с учетом совместной его работы с грунтом
Общая протяженность эксплуатируемых в нашей стране подводных переходов трубопроводных систем составляет примерно 3000 км, а количество самих переходов превышает 3000. Согласно многолетнему опыту эксплуатации, в системе магистральных газопроводов аварийные ситуации чаще всего происходят именно на переходах газопроводов через водные преграды. Степень сложности ремонта подводного перехода и затраты на его проведение сопоставимы со строительством нового перехода, а на ликвидацию аварий, происходящих на подводных переходах, времени уходит в несколько раз больше, нежели при ликвидации аналогичных повреждений на линейной части. Вследствие аварий на переходах происходит сокращение подачи продукта, а порой и полное ее прекращение.
К повреждениям подводных переходов чаще всего приводит размыв грунта, вызванный переформированием берегов и дна реки, и появление по этой причине открытых участков на переходе. Образующиеся на дюкере свободные пролеты газопровода испытывают воздействие не только эксплуатационных нагрузок, но и сложное гидродинамическое воздействие потока воды, повышающее риск возникновения аварийных ситуаций.
В зависимости от соотношения между параметрами грунта и водного потока, аварийные ситуации могут возникнуть по следующим причинам. Во-первых, статическая составляющая гидродинамического воздействия воды может вырвать из траншеи трубу. Во-вторых, может возникнуть гидродинамический резонанс системы «водный поток - грунт - трубопровод». И, наконец, вследствие воздействия продольно-поперечного изгиба напряжения в металле трубы могут превысить допустимые значения.
Если известны параметры системы «водный поток - грунт - трубопровод», физико-механические характеристики течения газа, длина размытого участка трубопровода, скорость водного потока, то можно оценить уровень надежности подводного газопровода и на основании полученных выводов назначить меры по ликвидации возникшей аварийной ситуации. Из числа эксплуатируемых в настоящее время переходов газопроводов через водные препятствия наиболее опасными по степени надежности являются: - сотни переходов газопроводов через водохранилища с глубинами до 30 м и шириной от 1,5 до 5 км; - более тысячи переходов газопроводов диаметром от 300 до 1420 мм через реки шириной до 1,5 км [43].
Хотя, согласно СНиП 2.05.06-85 [62], подводные переходы газопроводов должны заглубляться ниже уровня возможных русловых деформаций, но размытые участки различной длины наблюдаются на многих переходах.
Рассмотрим аварии, происходившие на газопроводах до 1984 г. За период с 1959 по 1982 гг. на подводных переходах газопроводов зафиксировано 40 аварий. Из них 23 аварии имели место на русловых участках, в числе которых 17 случаев (74%) произошли на размытых участках трубопроводов [83]. Аварийные ситуации, возникающие по разным причинам, в разные годы имели место на переходах магистральных трубопроводов через реки Днепр (газопровод «Дашава - Москва», 1953 г.), Стрый (газопровод, 1956 г.), Волга (нефтепродуктопроводы ниже Куйбышевской ГРЭС, 1958 г.), Иртыш (нефтепродуктопровод, 1961 г.), Кубань (газопровод, 1964 г.), Сев. Донец (газопровод «Луганск - Лисичанск», 1964 г.), Баксан (газопровод, 1964 г.), Уса (1987 г.), М. Сыня (1983 г.).
В 80-е годы прошлого началось масштабное строительство газопроводов диаметром до 1420 мм. В 1982 - 1984 гг. был построен и введен в эксплуатацию газопровод «Уренгой - Помары - Ужгород» диаметром 1420 мм, в 1989 - 1992 гг. была построена и введена в эксплуатацию система газопроводов «Ямбург - Тула - 1» и «Ямбург - Тула - 2» диаметром 1420 мм.
Рассмотрим аварии, произошедшие после 1984 г. В 1994 г. произошла авария на подводном переходе магистрального газопровода «Тула - Москва». Самая крупная авария произошла в 1991 г. на газопроводе «Макат - Северный Кавказ» диаметром 1420 мм, после которой через реку Волга была построена новая нитка подводного перехода.
На переходах газопроводов через водные препятствия за время с 1981 по 2000 г. было зафиксировано 46 аварийных ситуаций, из которых 18 произошло в пойменной части переходов и 28 - в русловой. Большая часть аварий была связана с размывом, провисом, всплытием и разрывом трубопровода, браком строительно-монтажных работ и повреждениями, нанесенными речными судами.
Зв последние 25 лет в США произошло 1500 аварий на подводных переходах. В настоящее время в системе ОАО «Газпром» 45% дюкеров эксплуатируются более 20 лет и 24% - более 30 лет. Следовательно, подводные переходы уже на протяжении длительного времени работают в очень сложных условиях.
Наблюдается отставание объемов обследования и ремонта подводных переходов газопроводов от потребности. Основными причинами неудовлетворительного технического состояния переходов трубопроводов через водные препятствия являются ошибки, совершаемые на стадиях изысканий, проектирования, в процессе строительства, а также недостатки организации технического надзора.
Большинство дюкеров построено непосредственно в водоёмах и руслах рек траншейным способом. И хотя в прокладке подводных переходов данным способом достигнуты большие успехи, но имеющиеся у рассматриваемого метода недостатки значительно снижают уровень надежности дюкеров.
Главным недостатком является то, что строительные работы и дальнейшая эксплуатация подводных переходов осуществляется в руслах рек, акваториях водохранилищ и озер, т.е. участках с высокой степенью уязвимости и труднопрогнозируемыми природными процессами, распространенными на значительной части территории России. Поэтому надежность и экологическую безопасность переходов обеспечить очень трудно.
К процессам, угрожающим целостности подводных переходов, относятся: оползни, пучение грунтов, мерзлота, ледовые заторы, паводки, сложные русловые процессы, регулируемый водный режим, судоходство. И это далеко не полный список. Чаще всего причинами ремонта становятся размыв грунта в русле над трубопроводом и провис трубопровода, а также нарушение действующих норм строительства и эксплуатации. В настоящее время в ремонте и реконструкции нуждается большое количество действующих подводных переходов.
Степень подверженности негативному воздействию, оказываемому природными процессами, и степень уязвимости подводных переходов является максимальной. Как известно, переходы трубопроводов через водные преграды состоят из береговых, пойменных и подводных участков, ограниченных друг от друга кранами. При сооружении подводных переходов происходит нарушение естественного хода природных процессов на всех перечисленных участках, а трубопроводы при эксплуатации испытывают воздействие специфических процессов, появление и развитие которых зачастую заранее предугадать просто невозможно.
К числу таких процессов относятся русловые процессы, имеющие сложный характер, вследствие которых берега и дно реки претерпевают существенные деформации в плане и по глубине. Характер и интенсивность данных деформаций зависят от типа рек, параметров их водных потоков, регионального расположения рек, наличия других переходов трубопроводов и гидротехнических сооружений, интенсивности судоходства.
Исследование напряженно-деформированного состояния подводного газопровода, грунт над которым размыт, при увеличении длины размытого участка
Согласно построенным эпюрам и данным таблицы 2.1, учет температурных напряжений и внутреннего рабочего давления в газопроводе (по сравнению со случаем пренебрежения данными параметрами) приводит к увеличению стрелы арки подъема с 16,4 см до 41,5 см, т.е. в 2,5 раза. Значения изгибных напряжений по абсолютной величине при этом возрастают: - в центре пролета - с минус 68,4 МПа до минус 172,9 МПа, т.е. также в 2,5 раза; - в опорных сечениях - с 88,1 МПа до 187,3 МПа, т.е. в 2,1 раза.
Таким образом, при пренебрежении воздействием температурных напряжений и внутреннего рабочего давления в трубопроводе мы получаем характеристики НДС трубопровода, заниженные более чем в 2 раза по сравнению с действительными.
Предположим, что от неблагоприятного воздействия внешних факторов (переформирования берегов, размыва грунта и т.п.) длина размытой части газопровода увеличилась. Проследим динамику изменения характеристик НДС трубопровода при увеличении длины размытого участка на 10 и 20 м. Поскольку при анализе НДС трубопровода мы используем только эпюры прогиба и изгибных напряжений, то для случаев, соответствующих большей длине размытого участка, представим эпюры только этих параметров НДС трубопровода. Эпюры прогиба и изгибных напряжений трубопровода диаметром 720x12 мм при длинах размытого участка, равных 60 и 70 м, представлены на рисунках 2.5 и 2.6, соответственно. В таблицах 2.2 и 2.3 представлены максимальные значения стрелы арки подъема в середине пролета и изгибные напряжения от пролетных и опорных изгибающих моментов для рассматриваемого участка газопровода диаметром 720x12 мм при длинах размытого участка, равных, соответственно, 60 и 70 м.
Эпюры прогибов и изгибных напряжений газопровода диаметром 720x12 мм (р0 = 5,45 МПа, / = 60 м) на размытом обводненном участке Максимальные значения стрелы арки подъема и изгибных напряжений на размытом обводненном участке газопровода диаметром 720x12 мм(р0 = 5,45 МПа, / = 60 м) Вариантпостановкизадачи Стрела арки подъема, см Изгибные нал ряжения, МПа от пролетных изгибающих моментов от опорных изгибающих моментов параметры НДС газопровода при первом варианте постановки задачи; параметры НДС газопровода при втором варианте постановки задачи Рисунок 2.6 - Эпюры прогибов и изгибных напряжений газопровода диаметром 720x12 мм (р0 = 5,45 МПа, / = 70 м) на размытом обводненном участке Таблица 2.3 - Максимальные значения стрелы арки подъема и изгибных напряжений на размытом обводненном участке газопровода диаметром 720x12 мм (Ро = 5,45 МПа
Вариантпостановкизадачи Стрела арки подъема, см Изгибные напряжения, МПа от пролетных изгибающих моментов от опорных изгибающих моментов Из таблицы 2.2 следует, что пренебрежение воздействием температурных напряжений и внутреннего рабочего давления в газопроводе, как и в предыдущем случае, приводит к занижению расчетных значений параметров НДС трубопровода. Значения стрелы арки подъема занижаются в 4,7 раза, значения изгибных напряжений в центре пролета - в 5,1, в опорных сечениях - в 3,8 раза по сравнению с реальными величинами.
Особый интерес представляет случай, когда длина размытого участка газопровода достигает 70 м. Неограниченное возрастание функций, характеризующих параметры НДС трубопровода, означает потерю устойчивости рассматриваемого трубопровода. Следовательно, при длине размытой части 70 м, давлении газа в трубопроводе р0 = 5,45 МПа, трубопровод диаметром 720x12 мм потеряет устойчивость. Фактически это означает появление в металле трубы недопустимых пластических деформаций или разрушение трубы. При этом важно отметить, что расчет, выполненный с пренебрежением температурных напряжений и внутреннего рабочего давления в газопроводе, показывает, что стрела арки прогиба составит всего 60,8 см. Этот случай показывает практическую значимость учета температурных напряжений и внутреннего рабочего давления в газопроводе при оценке устойчивости газопроводов.
Проанализируем динамику изменения параметров НДС трубопровода при увеличении длины размытого участка. Интересным с практической точки зрения является случай учета воздействия температурных напряжений и внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода. Максимальные значения стрелы арки подъема газопровода и изгибных напряжений, соответствующие данному случаю, при разных длинах размытой части представлены в таблице 2.4.
Максимальные значения стрелы арки подъема и изгибных напряжений на размытом обводненном участке газопровода диаметром 720x12 мм (р0 = 5,45 МПа) при разных длинах размытой части увеличение длины размытого обводненного участка газопровода диаметром 720x12 мм на 20% (с 50 до 60 м) привело к увеличению стрелы арки прогиба в 3,8 раза. Значения изгибных напряжений в центре пролета при этом увеличились 2,8 раза, в опорных сечениях - в 2,6 раза.
Дальнейшее увеличение длины размытого участка еще на 20 % (до 70 м) привело к неограниченному возрастанию функций, характеризующих параметры НДС трубопровода. Это означает, что рассматриваемый трубопровод потерял устойчивость.
Расчет параметров напряженно-деформированного состояния пойменного участка газопровода, проложенного через среднюю реку
Рассмотрим подводный переход газопровода северную реку, относящуюся согласно [44] к рекам средней категории. По причине отсутствия других вариантов, переход был построен в излучине реки. Техногенное вмешательство в естественную среду привело к усилению процессов развития меандров и размыва грунта на береговых участках, в результате чего образовался размытый участок газопровода. Помимо того, в процессе размыва грунта над трубопроводом под действием агрессивного воздействия обводненного песка («водогрунта») произошло опрокидывание утяжелителей. Таким образом, аналогично случаю, рассмотренному на подводном переходе через малую северную реку, образовался размытый участок газопровода, всплывающий под действием выталкивающей силы воды во время весеннего половодья и провисающий над размытой частью всё остальное время. 2.3.1 Исследование напряженно-деформированного состояния подводного газопровода, грунт над которым размыт, при увеличении длины размытого участка
Расчет напряженно-деформированного состояния подводного участка газопровода, грунт над которым размыт, при изменении уровня воды на прилегающих подземных участках
Приведенные в таблицах 3.6 и 3.7 результаты расчетов для указанных видов грунтов при различных уровнях воды в прилегающих подземных участках позволяют отметить следующее.
Прогиб трубы в центре пролета с увеличением уровня воды в прилегающих участках (при неизменном уровне воды на размытом участке) также возрастает. В случае учета воздействия температурного перепада и внутреннего давления в трубопроводе на его изгиб разность прогибов в центре пролета составляет 29 % (87,9 см и 113,6 см) у разрушенной супеси и 41 % (84,2 см и 119,1 см) у разрушенного суглинка.
С увеличением уровня воды возрастают и экстремальные изгибные напряжения. Увеличение уровня воды в прилегающих подземных участках приводит к возрастанию: - экстремальных изгибных напряжений в центре пролета на 24 % у разрушенной супеси (минус 258,4 МПа и минус 319,5 МПа при самом низком и высоком уровнях воды соответственно) и на 36 % у разрушенного суглинка (минус 252,6 МПа и минус 344,5 МПа). -экстремальных изгибных напряжений в опорных сечениях на 12 % у разрушенной супеси (284,1 МПа и 318,8 МПа) и на 19 % у разрушенного суглинка (281,0 МПа и 333,4 МПа).
Произведем оценку прочности газопроводов согласно положениям СНиП 2.05.06-85 [62] для случая учета воздействия температурного перепада и внутреннего давления в трубопроводе на его изгиб.
Рассмотрим случай, когда грунтом прилегающих участков является разрушенный суглинок. Значения стрелы арки подъема и напряжений в трубопроводе для этого случая указаны в таблице 3.6. Рассмотрим сначала случай, когда уровень воды на прилегающих подземных участках находится ниже трубопровода, т.е. грунт находится в состоянии естественной влажности. В этом случае наибольшее по абсолютной величине значение экстремальных изгибных напряжений наблюдаем в опорных сечениях трубопровода, которое равняется \ам\ = 281,0 МПа . Поскольку предельно допустимое значение расчетных изгибных
В соответствии с п. 8.26 [62] произведем проверку условия недопустимости пластических деформаций для лежащего под землей газопровода. Согласно таблице 3.6, наибольшее по абсолютной величине значение экстремальных суммарных осевых продольных и изгибных напряжений наблюдаем в опорных сечениях трубопровода по нижней образующей рассматриваемой трубы, которое равняется \а"р\ = 287,1 МПа. Ее предельно допустимое значение равняется показывает выполнение условий прочности и условий недопустимости пластических деформаций.
Теперь рассмотрим случай, когда уровень воды на прилегающих подземных участках, сложенных суглинком разрушенной структуры, поднялся выше верхней образующей трубопровода. При пренебрежении воздействием температурного перепада и внутреннего давления в трубопроводе на его изгиб над подводным участком, грунт над которым размыт, оценка прочности газопровода в соответствии с положениями СНиП 2.05.06-85 [62] показывает выполнение условий прочности и условий недопустимости пластических деформаций. Но в реальных условиях трубопровод с защемленными грунтом концами подвергается дополнительному изгибу, вызванному воздействием температурного перепада и внутреннего давления в трубопроводе. В этом случае оценка прочности газопровода с длиной размытой части /0 = 70 м показала, что при существующих параметрах эксплуатации (р0=5,45 МПа, А?=20С) для полностью обводненного трубопровода не выполняется как условие недопустимости пластических деформаций, так и условие прочности по изгибным напряжениям.
Так, согласно таблице 3.6, при максимальном уровне воды в прилегающих участках наибольшее по абсолютной величине значение экстремальных изгибных напряжений наблюдаем в центре пролета, которое равняется [0- 1 = 344,5 МПа. Поскольку предельно допустимое значение расчетных изгибных напряжений равняется [сгм]= 314,5 МПа , то справедливо следующее неравенство: ледовательно, прочность рассчитываемого газопровода по изгибным напряжениям не обеспечивается.
В соответствии с п. 8.26 [62] произведем проверку условия недопустимости пластических деформаций для лежащего под землей газопровода. Согласно таблице 3.6, наибольшее по абсолютной величине значение экстремальных суммарных осевых продольных и изгибных напряжений наблюдаем в центре пролета трубопровода по верхней образующей рассматриваемой трубы, которое равняется \а Л = 350,6 МПа. Ее предельно допустимое значение равняется
Следовательно, справедливо следующее неравенство а значит, условие прочности для рассчитываемого газопровода при нормативных значениях воздействий и нагрузок не выполняется.
Рассмотрим случай, когда грунтом прилегающих участков является разрушенная супесь. Значения стрелы арки прогиба и напряжений в трубопроводе для этого случая указаны в таблице 3.7. Рассмотрим сначала случай, когда уровень воды на прилегающих подземных участках находится ниже трубопровода. При учете воздействия температурного перепада и внутреннего давления в трубопроводе на его изгиб оценка прочности газопровода показывает выполнение условий прочности и условий недопустимости пластических деформаций. В этом случае экстремальные изгибные напряжения в опорных сечениях сгш(±10) и в центре пролета crWs(o) составляют 284,1 МПа и минус 258,4 МПа соответственно.
Наибольшее по абсолютной величине значение экстремальных изгибных напряжений наблюдаем в опорных сечениях, которое равняется TW = 284,1 МПа.
Поскольку предельно допустимое значение расчетных изгибных напряжений равняется [ тм]= 314,5 МПа , то справедливо следующее неравенство: [о-м] км Следовательно, прочность рассчитываемого газопровода по изгибным напряжениям обеспечивается.
В соответствии с п. 8.26 [62] произведем проверку условия недопустимости пластических деформаций для лежащего под землей газопровода. Согласно таблице 3.7, наибольшее по абсолютной величине значение экстремальных суммарных осевых продольных и изгибных напряжений наблюдаем в опорных сечениях трубопровода по нижней образующей рассматриваемой трубы, которое равняется \(Гф\ = 290,2 МПа. Ее предельно допустимое значение равняется [ ,]= 316,7 МПа.
Моделирование напряженно-деформированного состояния газопровода при постоянном уровне воды на размытом участке
Согласно таблице 4.17, длина прилегающих к размытому подземных участков, на протяжении которых наблюдается смещение газопровода в вертикальном вверх направлении, тем больше, чем слабее прочностные характеристики грунта. Для грунтов прилегающих подземных участков, находящихся в состоянии естественной влажности, значения длин данных участков составляют: 16% от длины размытого участка в слабых грунтах и 13 - 14 % от длины размытого участка в грунтах, уложенных с послойным уплотнением. Для грунтов, находящихся в состоянии полного водонасыщения, значения длин данных участков составляют: 31 - 35 % от длины размытого участка в слабых грунтах и 17 - 25 % от длины размытого участка в уплотненных грунтах.
Таким образом, наибольшие значения длин данных участков наблюдаются в слабых водонасыщенных грунтах, достигая 3 5 % от длины размытого участка.
Результаты исследования длины подземного участка газопровода, прилегающего к всплывшему, на котором труба смещается в вертикальном вверх направлении, имеют важное значение в изучении процесса образования всплывших участков большой протяженности на территории Европейского Севера и Западной Сибири. Смещение газопровода в вертикальном вверх направлении на подземных участках, прилегающих к всплывшему, способствует постепенному осыпанию грунта с трубопровода, а также сползанию и разрушению утяжелителей. Обводнение трассы способствует ускорению данных процессов, увеличивая длину подземных участков газопровода, смещенных в вертикальном вверх направлении. В результате происходит постепенное удлинение размытых участков трубопровода за счет прилегающих подземных участков. Данный процесс может повторяться, как показывает практика эксплуатации, на протяжении многих километров.
Произведенные расчеты показали, что в состоянии полной водонасыщенности значения предельного сопротивления слабых неуплотненных грунтов вертикальным вверх перемещениям трубопровода в 1,5 раза ниже по сравнению с соответствующими значениями для тех же видов грунтов, но с прочной уплотненной структурой. Поэтому при расчете НДС газопроводов в случаях, когда отсутствуют точные значения характеристик грунтов на трассе трубопровода, рекомендуется принимать характеристики неуплотненных грунтов засыпки, чтобы расчетные значения прогибов и напряжений не получились заниженными.
Показано, что одним из методов предотвращения потери устойчивости газопровода является засыпка его местным грунтом, уложенным с послойным уплотнением, либо привозным, более прочным грунтом. Установлено, что значения напряжений в середине размытого участка газопровода, прилегающие участки которого засыпаны грунтом, уложенным с послойным уплотнением, до 25 % ниже напряжений в трубопроводе, прилегающие участки которого засыпаны тем же грунтом, но без уплотнения.
Установлено, что понижение внутреннего рабочего давления в газопроводе, значения напряжений на отдельных участках которого достигают предельно допустимых значений, может служить временной мерой по снижению уровня напряжений в трубопроводе на период до начала ремонтных работ, связанных с засыпкой или заменой данного участка. Понижение давления на 2,0 МПа (с 7,45 МПа до 5,45 МПа) в рассчитываемом газопроводе ( н=1020х16 мм, /=70 м) привело к снижению расчетных напряжений в середине размытого участка на 18 %, что оказалось достаточным для выполнения всех требуемых СНиП 2.05.06-85 условий прочности.
Установлено, что с помощью жестко опертого по краям стержня, без учета воздействия прилегающих подземных участков, можно моделировать только трубопроводы, прилегающие участки которых окружает очень прочная среда, например, неразрушенная горная порода. Доказано, что в остальных случаях, когда грунтом прилегающих участков являются обычные грунты засыпки, пренебрежение воздействием прилегающих подземных участков приводит к существенному занижению расчетных характеристик НДС трубопровода. Для газопровода диаметром 1020x16 мм (р0=5,45 МПа, /=70 м, грунт прилегающих участков - разрушенная супесь) пренебрежение воздействием прилегающих участков привело к занижению расчетной стрелы арки подъема в 3 раза и изгибных напряжений в середине размытого участка - в 2,3 раза.
Установлено, что при всплытии газопроводов участок прогиба трубы в вертикальном вверх направлении начинается не на границе размытого и подземного участков трубопровода, а на некотором расстоянии от этой границы, в грунте. Длина подземных участков газопровода, прилегающих к всплывшему, на которых труба смещается в вертикальном вверх направлении, возрастает при насыщении грунта водой и достигает в слабых водонасыщенных грунтах до 35 % от длины размытого участка.
На основе анализа методов расчета напряженно-деформированного состояния трубопроводов с учетом их несовершенств разработана математическая модель газопровода, устанавливающая действительные условия работы подводного перехода трубопровода с прилегающими периодически обводняемыми подземными участками.
Разработана методика расчета, позволяющая с помощью компьютерного моделирования определить прогиб газопровода на размытом участке, не проводя замеров пространственного положения трубопровода на трассе, с погрешностью, не превышающей 10 % от фактических значений прогибов всплывших участков газопроводов, и выполнить полное исследование его напряженно-деформированного состояния с учетом прогнозируемого увеличения длины участка размыва и обводнения грунтов.
Установлено, что увеличение влажности слабых неуплотненных грунтов от естественной до 100 % (состояния полного водонасыщения грунта) приводит к росту напряжений на размытом обводненном участке газопровода ( „ = 1020 мм, р0 = 5,45 МПа, / = 70 м) до 35 %. При этом прогиб трубопровода в вертикальном вверх направлении, образующийся при всплытии трубы, включает в себя не только размытый участок газопровода, но и прилегающие подземные участки, общая протяженность которых определяется прочностными характеристиками грунта и в слабых водонасыщенных грунтах достигает до 35 % от длины размытого участка.
Разработаны рекомендации по снижению прогибов и напряжений на всплывших участках газопроводов, а именно: послойное уплотнение грунта, позволяющее снизить значения напряжений на размытом участке до 25 % (для газопровода DH = 1020 мм, р0 = 5,45 МПа, / = 70 м), и снижение внутреннего рабочего давления в трубопроводе на период от момента обнаружения недопустимых напряжений до начала ремонтных работ. Установлено, что при расчете напряженно-деформированного состояния размытых участков трубопроводов следует учитывать воздействие прилегающих подземных участков, поскольку пренебрежение данным воздействием приводит к занижению расчетных напряжений на размытом участке до 2 раз по сравнению со случаем учета прилегающих подземных участков.
Похожие диссертации на Напряженно-деформированное состояние подводных переходов магистральных газопроводов с учетом изменения степени водонасыщенности грунта на прилегающих подземных участках
-
