Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ условий эксплуатации и методов обеспечения безопасности линейной части магистральных нефтепроводов 15
1.1 Анализ условий эксплуатации магистральных нефтепроводов 15
1.2 Анализ надежности и безопасности линейной части магистральных нефтепроводов 23
1.3 Анализ методов обеспечения безопасности линейной части магистральных нефтепроводов 27
1.4 Проблемы обеспечения надежности и безопасности линейной части магистральных нефтепроводов 39
Выводы по главе 1 41
2 Исследование влияния эксплуатационных нагрузок и пересеченности продольного профиля траншеи на параметры пригрузки подводного перехода трубопровода магистральных нефтепроводов 43
2.1 Влияние продольных сжимающих усилий в трубопроводе на параметры пригрузки подводного трубопровода 44
2.2 Влияние продольных растягивающих усилий на параметры пригрузки подводного трубопровода 61
2.3 Изгиб подводного трубопровода по пересеченному рельефу дна траншеи при равенстве нулю продольного усилия в трубопроводе 75
2.4 Анализ продольных усилий, действующих в подводном трубопроводе при эксплуатации 85
2.5 Методика выбора балластировки и расчета на прочность подводного перехода трубопровода 90
Выводы по главе 2 92
Исследование напряженно-деформированного состояния и обеспечение безопасности подводного трубопровода при его заглублении 94
1 Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе его заглубления 94
3.1.1 Исследование напряженно-деформированного состояния подводного трубопровода в процессе заглубления при действии продольных сжимающих усилий 95
3.1.2 Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода на начальной стадии заглубления при действии продольных растягивающих усилий 108
3.1.3 Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе заглубления при равенстве нулю продольного усилия на изогнутом участке 120
2 Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода, заглубленного на заданную величину 133
3.2.1 Исследование напряженно-деформированного состояния заглубленного трубопровода при действии продольных сжимающих усилий 133
3.2.2 Заглубление трубопровода при действии на изогнутом участке продольных растягивающих усилий 13 7
3.2.3 Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода при равенстве нулю продольного усилия
в трубопроводе 140
3 Анализ влияния изменения глубины подкопа на расчетном участке на напряженно-деформированное состояние трубопровода 145
3.3.1 Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода на начальной стадии заглубления 145
3.3.1.1 Действие продольного сжимающего усилия на изогнутом участке 145
3.3.1.2 Действие продольного растягивающего усилия 151
3.3.1.3 Анализ напряжений и перемещений трубопровода при равенстве нулю продольного усилия на изогнутом участке 155
3.3.2 Исследование напряженно-деформированного состояния
трубопровода, заглубленного на заданную величину 157
3.4 Исследование влияния начальных искривлений продольной оси трубопровода на прочность и безопасность трубопровода при заглублении 160
3.4.1 Исследование заглубления участка подводного трубопровода под действием продольных сжимающих усилий 160
3.4.2 Заглубление участка подводного трубопровода в условиях действия продольных растягивающих усилий 167
3.5 Исследование и разработка основных требований к заглублению подводных переходов трубопроводов 175
Выводы по главе 3 182
4 Исследование напряженно-деформированного состояния углов поворота подземных трубопроводов и разработка мер по обеспечению их безопасной эксплуатации 184
4.1 Напряжения и перемещения трубопровода на углах поворота в горизонтальной плоскости 184
4.1.1 Исследование углов поворота трубопроводов, конструктивно выполненных крутоизогнутыми отводами 185
4.1.2 Анализ напряжений и перемещений угла поворота трубопровода, конструктивно выполненного холодногнутым отводом 194
4.1.3 Напряжения и перемещения углов поворота, конструктивно выполненных упругим изгибом трубопровода 199
4.2 Исследование и разработка мер по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации углов поворота подземных трубопроводов 203
4.2.1 Анализ условий работы трубопроводов при его закреплении от прогиба на углах поворота в горизонтальной плоскости 203
4.2.1.1 Угол поворота, конструктивно выполненный крутоизогнутыми отводами 203
4.2.1.2 Угол поворота, конструктивно выполненный отводом холодного грунта 212
4.2.1.3 Угол поворота трубопровода, конструктивно выполненный упругим изгибом трубопровода 214
4.3 Экспериментальные исследования напряженно-деформированного состояния подземных трубопроводов на углах поворота 215
Выводы по главе 4 221
5 Исследование напряженно-деформированного состояния и безопасности переходов подземных трубопроводов через автомобильные дороги 222
5.1 Анализ действия наземных нагрузок на подземный трубопровод 222
5.2 Напряжения и перемещения подземного трубопровода под действием наземной нагрузки 237
5.3 Исследование влияния начальных искривлений трубопровода на прогиб и напряжения 245
5.4 Напряжения и перемещения подземного трубопровода, засыпанного слабонесущим грунтом 250
5.4.1 Расчет напряжений и перемещений подземного трубопровода, находящегося под действием наземной сосредоточенной нагрузки 250
5.4.2 Расчет трубопровода с учетом начального искривления
при действии наземной сосредоточенной нагрузки 253
5.4.3 Напряжения и перемещения трубопровода при действии наземной распределенной нагрузки 256
5.4.4 Расчет перемещений подземного трубопровода при действии наземной распределенной нагрузки и наличии начальной кривизны оси трубопровода 266
5.5 Напряженно-деформированное состояние трубопроводов больших диаметров под действием наземной нагрузки 270
5.6 Исследование влияния продольных усилий на перемещения подземного трубопровода на участках действия наземных нагрузок 275
5.6.1 Изменения продольных усилий в трубопроводе при его перемещениях 275
5.6.2 Зависимости между продольными усилиями и прогибом трубопровода 277
5.7 Совершенствование методов проектирования и обеспечения безопасности подземных трубопроводов, находящихся под действием наземной нагрузки 286
5.7.1 Расчет на прочность подземного трубопровода под действием наземной нагрузки 286
5.7.2 Проектирование и обеспечение безопасности подземных переходов трубопроводов через автомобильные дороги на основе полученных аналитических зависимостей 292
Выводы по главе 5 296
6 Исследование и разработка методов эффективного использования запорной арматуры для обеспечения безопасности линейной части магистрального нефтепровода 297
6.1 Исследование и выбор оптимального количества и координат расстановки запорной арматуры на линейной части магистральных нефтепроводов 297
6.2 Анализ оптимальных решений по установке запорной арматуры
на линейной части магистрального нефтепровода 305
6.3 Обоснование определения утечек нефти через неплотности затвора запорной арматуры в положении «закрыто», установленной на линейной части магистральных нефтепроводов 312
6.4 Разработка способа определения герметичности запорной арматуры нефтепровода 318 Выводы по главе 6 326
Основные выводы и рекомендации 328
Библиографический список использованной литературы
- Проблемы обеспечения надежности и безопасности линейной части магистральных нефтепроводов
- Изгиб подводного трубопровода по пересеченному рельефу дна траншеи при равенстве нулю продольного усилия в трубопроводе
- Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе заглубления при равенстве нулю продольного усилия на изогнутом участке
- Анализ напряжений и перемещений угла поворота трубопровода, конструктивно выполненного холодногнутым отводом
Введение к работе
Актуальность работы
Магистральные нефтепроводы (МН) образуют важное звено в системе топливо-энергетического комплекса страны. Основными требованиями, предъявляемыми к магистральным нефтепроводам, являются высокая надежность, безопасность и эффективность эксплуатации. Указанные показатели зависят от качества проектирования, строительства и эксплуатации.
Достижения науки и техники в сфере трубопроводного транспорта и использование их на производстве позволили достичь определенных положительных показателей по обеспечению безопасной и эффективной эксплуатации магистральных нефтепроводов. Существенно уменьшились отказы МН из-за потери металла труб коррозионного происхождения и дефектов геометрии труб. Однако не снижаются отказы с разрывами труб из-за действия высоких механических напряжений и выходом нефти в окружающую среду, которые создают большую опасность сохранности оборудования и сооружений самого нефтепровода, близлежащих объектов и природной среды.
В последние годы сооружаются МН с более жесткими режимами эксплуатации на территориях с повышенным взаимным влиянием окружающей среды и объектов магистральных нефтепроводов и суровыми климатическими условиями. Кроме того, оказывают воздействие антропогенная деятельность и изменения ситуации в местах прокладки действующих подземных трубопроводов.
Указанные условия приводят к увеличению нагрузок и воздействий на сооружения МН и необходимости совершенствования методов проектирования с обеспечением снижений уровня напряжений в трубопроводе и ущерба от возможных его повреждений. Таким образом, проблема дальнейшего совершенствования методов проектирования, обеспечения надежности и безопасности с учетом необходимости развития сетей МН является весьма актуальной.
С точки зрения обеспечения надежности наиболее сложными и требующими решения являются переходы трубопроводов через водные преграды и автомобильные дороги, а также участки изменения направления трассы трубопровода. Необходимость снижения ущерба от возможных повреждений нефтепроводов требует разработки высокоэффективного метода, существенно уменьшающего указанное негативное влияние и ущерб при возможных авариях.
Методологической основой решения проблем обеспечения надежности и безопасности магистральных нефтепроводов являются работы ведущих специалистов отраслевых институтов (ИПТЭР, ВНИИСТ, Гипротрубопровод), академических институтов (ИМАШ РАН им. А.А. Благонравова, ИМЕТ РАН им. А.А. Байкова), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Центра технической диагностики «Диаскан», специалистов АК «Транснефть», других научных центров страны.
Аналитической основой решения задач по расчету на прочность труб и безопасности МН являются методы механики деформируемых систем и обеспечения их надежности, развитые Лякишевым Н.П., Махутовым Н.А., Москвитиным Г.В., Морозовым Е.М., Стекловым О.И., Зайнуллиным Р.С., Ясиным Э.М. и другими учеными.
Решению проблемы развития системы магистральных нефтепроводов на основе обеспечения их безопасности, создания современных методов расчета и проектирования посвящены работы ведущих ученых: Абдуллина И.Г. Абдуллина Р.С., Азметова Х.А., Березина В.Л., Бородавкина П.П., Быкова Л.И., Гумерова А.Г., Гумерова Р.С., Гумерова К.М., Иванцова О.М., Идрисова Р.Х., Коробкова Г.Е., Кузеева И.Р., Ларионова В.А., Лисанова М.В., Малюшина Н.А., Мустафина Ф.М., Нугаева Р.Я., Пашкова Ю.И., Печеркина А.С., Притулы В.В., Самойлова Б.В., Султанова М.Х., Сущева С.П., Фокина М.Ф., Халимова А.Г., Халлыева Н.Х., Шаммазова А.М., Ямалеева К.М. и др.
Основные научные исследования по диссертационной работе выполнены в рамках реализации подпрограммы «Безопасность населения и народнохозяйственных объектов с учетом риска возникновения природных и техногенных катастроф» (подпрограмма «Безопасность»), входящей в состав Федеральной целевой научно-технической программы «Исследования и разработки по приоритетным правлениям развития науки и техники гражданского назначения», а также Межгосударственной научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной правительствами Российской Федерации и Украины в 1993 г.
Цель работы - обеспечение безопасности магистральных неф-тепроводов на основе совершенствования методов проектирования линейной части магистральных нефтепроводов.
Для решения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:
анализ методов и средств обеспечения безопасности магистральных нефтепроводов;
совершенствование методов расчета на прочность и устойчивость подводного трубопровода и обеспечения его безопасности с учетом его эксплуатационных нагрузок и воздействий и продольного профиля;
определение безопасных параметров заглубления подводного трубопровода;
разработка методов обеспечения безопасности подземных трубопроводов на участках изменения направления трассы нефтепровода;
совершенствование методов расчета на прочность подземного трубопровода на участке действия наземной нагрузки;
разработка методов обеспечения безопасности МН за счет эффективного использования линейной запорной арматуры.
Методы решения поставленных задач
При решении задач использовались современные методы и принципы теории упругости, механики грунтов и математической статистики. Разработанные методы расчета на прочность и устойчивость трубопроводов, обеспечения их безопасности за счет эффективного использования запорной арматуры базируются на достижениях в области проектирования, строительства и технической эксплуатации трубопроводных систем.
Научная новизна результатов работы
-
Разработан усовершенствованный метод расчета на прочность и устойчивость проектного положения подводного трубопровода, основанный на учете продольного профиля подводного перехода и продольных сжимающих и растягивающих усилий в трубопроводе, определяемых исходя из условий и технологий укладки в траншею, эксплуатационных нагрузок и воздействий. Выявлены закономерности изменения необходимой пригрузки для обеспечения устойчивости трубопровода и напряжений в нем в зависимости от продольных усилий и профиля подводного перехода.
-
Определены научно обоснованные безопасные параметры заглубления подводного трубопровода путем рационального размещения пригрузов и с учетом обеспечения прочности трубопровода в условиях действия нагрузок, возникающих при заглублении трубопровода.
-
Разработан метод обеспечения безопасности эксплуатации подземного трубопровода на участках изменения направления трассы нефтепровода путем научно обоснованного конструктивного решения при строительстве участка трубопровода и рационального размещения средств его закрепления.
-
Получены аналитические зависимости напряжений в подземном трубопроводе от характеристик наземных нагрузок с учетом параметров сооружения и эксплуатации, разработан научно обоснованный метод прочностных расчетов и проектирования подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок, обеспечивающие их безопасность.
5. Впервые разработан метод обеспечения безопасности линейной части магистрального нефтепровода в аварийных ситуациях, основанный на повышении эффективности использования запорной арматуры. С целью повышения эффективности использования запорной арматуры предложено определить оптимальное количество запорной арматуры с одновременным определением оптимальных координат ее размещения на основе минимизации суммарных затрат из-за повреждений труб и арматуры, а также затрат на приобретение и эксплуатацию арматуры. На уровне изобретения разработан способ определения герметичности запорной арматуры нефтепровода, позволяющий упростить и повысить точность определения герметичности запорной арматуры и эффективность ее использования.
На защиту выносятся:
методы расчета напряжений и необходимого веса пригрузов под-водного трубопровода с учетом эксплуатационных нагрузок и профиля подводного перехода;
безопасные параметры заглубления и рациональные схемы размещения пригрузов для обеспечения заглубления на необходимую глубину;
метод расчета напряжений и рациональные технические решения по выбору конструкции углов поворота трубопроводов в горизонтальной плоскости;
усовершенствованные методы расчета напряжений и обоснованные конструктивные решения прокладки участков подземных трубопроводов, находящихся под действием наземных нагрузок;
метод обеспечения безопасности линейной части магистральных нефтепроводов за счет эффективного использования запорной арматуры.
Практическая ценность результатов работы
-
Разработанный усовершенствованный метод расчета на прочность и устойчивость проектного положения подводного трубопровода позволяет определить максимальные напряжения и вычислить необходимое значение пригруза, обеспечивающие прочность и устойчивость подводного трубопровода.
-
Определение безопасных параметров заглубления подводного трубопровода дает возможность разработать рациональную схему размещения пригрузов для заглубления на необходимую глубину с учетом особенности изменения высотных отметок продольного профиля подводного перехода и требований безопасного выполнения работ.
-
Разработанный метод обеспечения безопасности эксплуатации подземного трубопровода на участках изменения направления трассы МН позволит определить максимальные напряжения, выбрать рациональные решения, обеспечивающие безопасную эксплуатацию путем снижения напряжений до нормативного уровня.
-
Разработанный метод прочностных расчетов и проектирования подземных трубопроводов на участках действия наземных нагрузок позволяет обоснованно принять конструктивные решения прокладки трубопроводов и защитные технические решения, снизить напряжения до нормативного уровня и обеспечить безопасность трубопровода.
-
Разработанный метод по обеспечению безопасности линейной части магистральных нефтепроводов в аварийных ситуациях за счет эффективного использования запорной арматуры позволяет снизить суммарные затраты на сооружение, обслуживание, плановый и аварийный ремонты линейной части (ЛЧ) МН, повысить точность определения герметичности затвора арматуры на месте ее установки.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты работы докладывались на: научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках VI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2006 г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2007 г.); научно-практической конференции «Государственная политика в области охраны окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов» в рамках Экологического форума и XV специализированной выставки «УралЭкология. НефтеХимИндустрия – 2010» (г. Уфа, 2010 г.); научно-практической конференции «Государственная политика в сфере охраны окружающей среды» в рамках Международного Экологического Форума и XVI специализированной выставки «УралЭкология. Промышленная безопасность – 2011» (г. Уфа, 2011 г.); XI Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2011 г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2012» (г. Уфа, 2012 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 51 научном труде, в том числе в 2 монографиях и 18 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 256 наименований, 4 приложений. Работа изложена на 357 страницах машинописного текста, содержит 94 рисунка, 25 таблиц.
Автор благодарен д.т.н., профессору Азметову Х.А. за многолетнюю совместную творческую работу в области проектирования и эксплуатации трубопроводов; д.т.н., профессору, академику АН РБ Гумерову А.Г. и д.т.н., профессору Султанову М.Х. за помощь в работе; д.т.н., член-корр. АН РБ Нугаеву Р.Я. за консультации в области безопасности промышленных объектов; коллегам ГУП «ИПТЭР» за сотрудничество.
Проблемы обеспечения надежности и безопасности линейной части магистральных нефтепроводов
Магистральные нефтепроводы являются линейно протяженными сооружениями. Прокладываются нефтепроводы в самых разнообразных топографических, геологических, гидрогеологических и климатических условиях. Пересекают МН значительное количество железных и автомобильных дорог, крупных и мелких рек, многие из которых подвержены деформациям русла и берегов.
В наиболее сложных условиях эксплуатируются переходы трубопроводов через водные преграды. Кроме эксплуатационных нагрузок и воздействий (рабочего давления и температурного перепада) в основном все подводные трубопроводы подвержены изгибу по продольному профилю перехода. Как отмечается в работе [143], если пригрузка определена без учета продольных усилий трубопровод на вогнутых криволинейных участках и не ложится на дно траншеи при сооружении. С течением времени на этом участке происходит провисание трубопровода. На размытых участках речной поток действует на трубопровод. При определенных длинах размытого участка от гидродинамического воздействия потока могут возникнуть колебание трубопровода, что может привести к авариям [27]. В связи с этим на стадии проектирования и сооружения необходимо принять меры по исключению размыва подводного трубопровода. Необходимо отметить, что оценка технического состояния, обслуживание и ремонт подводных переходов связаны с большими трудностями и затратами. Аварии на подводных переходах приносят значительный ущерб. Условия эксплуатации подводных переходов нефтепроводов освещены в работах [15, 54, 187,236,240]. Анализ условий эксплуатации и предварительная оценка показывают, что высоким уровнем напряженного состояния характеризуются участки МН, где происходят изменения направления продольной оси трубопровода, т.е. участки с поворотом трубопровода. Повороты трубопроводов при их укладке в траншею конструктивно выполняются упругим изгибом труб и варкой гнутых отходов [204]. Радиус кривизны отводов ДХОЛ, изготовленных методом холодного гнутья труб на трубогибочных станках, составляет Лхол =(30...35)D, где D - наружный диаметр трубопровода. Отводы, изготовленные методом горячей протяжки, имеют радиус кривизны Rrop = D. Возможность сопряжения трубопровода с рельефом местности в вертикальной плоскости и осью траншеи в горизонтальной плоскости за счет упругого изгиба труб характеризуется его жесткостью на изгиб в виде EJ, где Е - модуль упругости металла труб; J - момент инерции поперечного сечения трубы. Для больших диаметров и толщин стенки жесткость на изгиб EJ имеет весьма большое значение и это ограничивает укладку таких труб по рельефу местности и оси траншеи упругим изгибом. Такое положение приводит к увеличению использования гнутых отводов при сооружении трубопроводов больших диаметров [3, 5, 52]. При сооружении поворотов трубопровода в горизонтальной плоскости радиус поворота траншеи выбирается с учетом возможной длины изгибаемого участка. Эта длина по разным причинам, а в основном из-за ситуации вокруг трубопровода, ограничивается, что приводит к уменьшению радиуса изгиба оси траншеи, необходимости использования гнутых отводов. Что касается поворотов в вертикальной плоскости, увеличение диаметра трубопровода приводит к существенному повышению использования гнутых отводов. Так, например, в условиях среднепересеченной местности для трубопроводов диаметром 529 мм среднее расстояние между поворотами, выполненных варкой отводов на выпуклых участках трассы, составляет 20,1 км, а для диаметров 1220 мм - 3,5 км. Анализ условий эксплуатации участков, имеющих искривления продольной оси трубопровода, представлен в работах [2, 19, 196].
Подземные переходы магистральных трубопроводов через категорийные автомобильные дороги, согласно СНиП 2.05.06-85 [205], относятся к участкам магистральных трубопроводов первой или второй категории и сооружаются из труб с увеличенной толщиной стенки с целью обеспечения их прочности и надежности. Участки трубопроводов, прокладываемых на переходах через железные и автомобильные дороги всех категорий с усовершенствованным покрытием капитального и облегченного типов, должны предусматриваться в защитном футляре (кожухе) из стальных труб или в тоннеле, диаметры которых определяются условием производства работ и конструкцией переходов, и должны быть больше наружного диаметра трубопровода не менее чем на 200 мм. Несмотря на это, иногда возникают проблемы обеспечения прочности трубопроводов на указанных переходах в связи с появлением высоких напряжений, превышающих нормативное. Появление высоких напряжений связано с увеличением масс транспортных средств по сравнению с данными, заложенными при проектировании трубопровода, и сооружением новых дорог, пересекающих действующие магистральные трубопроводы, которые не учитывались на стадиях проектирования и строительства. Во всех указанных случаях требуется оценка прочности подземного трубопровода с учетом действия не учтенных при проектировании наземных нагрузок.
Высокие наземные нагрузки сразу же в момент их действия не всегда приводят к авариям. Но они разрушают наружное защитное покрытие от коррозии, нарушают форму круглого поперечного сечения трубопровода (его сужение) и образуют гофры в сжатой зоне при изгибе трубопровода с появлением остаточных пластических деформаций. В зонах нарушения формы круглого поперечного сечения и образования гофров под действием внутреннего давления возникают локальные повышенные кольцевые и продольные напряжения, которые могут привести к тяжелым последствиям. Указан 18 ные сужения и гофры, препятствующие прохождению внутритрубных очистных и диагностических средств, при превышении определенных величин подлежат удалению, что связано с большими затратами.
Особенности условий эксплуатации трубопроводов на пересечениях с автомобильными дорогами изложены в работах [121, 142, 210, 217, 245 - 250].
Рабочее давление в магистральных нефтепроводах достигает 10,0 МПа. Температура перекачиваемого продукта в зависимости от его свойств может иметь значения до 80 С. В зависимости от разности температур при сооружении и эксплуатации в трубопроводе возникают сжимающие или растягивающие продольные усилия. В северных районах страны, где в настоящее время в основном строятся нефтепроводы, из-за наличия болот и заболоченных участков значительной протяженности строительство трубопроводов ведется в основном в зимний период. Поэтому металл этих трубопроводов при монтаже, как правило, имеет низкую температуру. В результате при эксплуатации возникают высокие сжимающие усилия в трубопроводе.
При возникновении в трубопроводе высоких сжимающих усилий изменяются условия деформирования материала труб, интенсифицируется продольно-поперечный изгиб трубопровода в грунте, происходят разрушение засыпки и потеря общей устойчивости трубопровода в продольном направлении, сопровождающаяся резким нарастанием прогибов и смятием труб. Наибольшие перемещения трубопровода и напряжения изгиба при действии продольных усилий возникают на криволинейных участках. Анализ данных об авариях на криволинейных участках ряда трубопроводов, подверженных осевым сжимающим усилиям, показал, что значительная часть повреждений связана с поперечными перемещениями трубопровода и действием напряжений изгиба. Об этом свидетельствуют смещение трубы от первоначального проектного положения, образование гофров
Изгиб подводного трубопровода по пересеченному рельефу дна траншеи при равенстве нулю продольного усилия в трубопроводе
Подводные переходы трубопроводов находятся под особым вниманием в части обеспечения их надежности и безопасности. Эксплуатируются они в сложных условиях, подвержены воздействию многообразных силовых факторов, отрицательно влияющих на их надежность и безопасность. Диагностирование, обслуживание и ремонт подводных переходов связаны с большими трудностями и затратами. Аварии на подводных переходах магистральных трубопроводов приносят значительный ущерб окружающей среде [54, 156]. Анализ аварий и повреждений отечественных и зарубежных подводных переходов показывает, что достаточно часто причины отказов и нарушение безопасности подводных трубопроводов связаны с несоответствием интенсивности и схемы балластировки условиям их прокладки и эксплуатации. Эти несоответствия требуют анализа и решения.
На величину балластировки существенно влияет характер продольного профиля дна траншеи. Пересеченность профиля подводного перехода предопределяет применение неравномерной балластировки. Кроме того, возникновение в процессе эксплуатации в трубопроводе продольных сжимающих или растягивающих усилий вызывает необходимость их учета при выборе схемы и величины балластировки.
Для решения задачи использовано дифференциальное уравнение четвертого порядка изгиба трубопровода [231] с учетом действия продольного усилия и веса трубопровода с продуктом и пригрузом, а также выталкивающей силы воды. В результате решения задачи должны быть определены необходимый вес пригрузов и схема их размещения на подводном трубопроводе, при которых будет обеспечено прилегание трубопровода ко дну траншеи по всей протяженности подводного перехода. Кроме того, следует определить максимальные из 44 гибающие моменты и продольное усилие в трубопроводе для проверки обеспечения его прочности и безопасности эксплуатации [66, 104].
Рассмотрены наиболее характерные рельефы дна траншей подводного перехода трубопровода, в которых влияние эксплуатационных нагрузок на балластировку более существенно, как это показывает практика и отмечается в работах [143].
Влияние продольных сжимающих усилий в трубопроводе на параметры пригрузки подводного трубопровода
Рассмотрим расчетную схему, представленную на рисунке 2.1. Дифференциальное уравнение изгиба примем в виде [232]:
Расчетная схема изгиба трубопровода по рельефу дна траншеи (симметричная схема) Исследуется симметричная схема, когда высотные отметки краев вогнутого участка равны между собой и наибольший прогиб находится посередине изогнутого участка трубопровода. Под действием равномерно распре 45 деленного усилия трубопровод прогибается с наибольшим необходимым прогибом vmax.
Как видно из полученных нами формул (2.7) и (2.9), закономерности изменений необходимого суммарного веса q и максимальных изгибающих моментов М, действующих в трубопроводе при изменениях протяженности I, продольного усилия N, могут быть установлены на основе анализа безразмерных параметров q, сои а е.
На рисунке 2.2 представлены графические зависимости между безразмерными параметрами наибольшего прогиба v , изгибающего момента по краям изогнутого участка сое, изгибающего момента со в сечении наибольшего прогиба и веса трубопровода с продуктом и пригрузом q и а. Пара ( N Л0 5 метр а = — і, и поэтому для конкретного трубопровода (при постоянном о, заданной протяженностью изгиба изменение а показывает соответ 47 ствующее изменение продольного сжимающего усилия N. При постоянном же значении N увеличение а обозначает увеличение протяженности і.
Графические зависимости параметров v , q , со , oot от а для симметричной расчетной схемы при действии продольных сжимающих усилий в трубопроводе Как показывают представленные графики, с увеличением параметра а растут параметры v , со и со,. Параметр же необходимого пригруза q с увеличением параметра а уменьшается. Такая зависимость между а и q показывает, что при постоянных значениях Е, J и увеличение продольного сжимающего усилия N приводит к снижению параметра q , т.е. к снижению необходимого веса пригруза данного трубопровода. Проведем количественный анализ зависимостей между а, v , со, cof и q . Увеличение параметра а от 0,5 до 2,0 приводит к росту v от 0,0427 до 0,0697, т.е. в 1,63 раза; со от 0,1717 до 0,2999, т.е. в 1,74 раза; со, от 0,3390 до 0,4788, т.е. в 1,41 раза и к снижению q от 23,3998 до 14,3522, т.е. в 1,63 раза. Характерно, что в области значений а 2,32 с увеличением а параметры v , со и со, растут с равномерной интенсивностью. В области а 2,32 параметры v , со и со, с ростом а увеличиваются более интенсивно. Так, например, при увеличении а от 1,0 до 1,5 параметр v увеличивается в 1,16 раза, со - 1,19 раза и со, - 1,11 раза. А при увеличении а от 2,5 до 3,0 параметр v увеличивается в 4,14 раза, со - 4,43 раза и со, - 3,52 раза.
Так как закономерности изменений безразмерных параметров v , со, со,, q от изменений исходных данных такие же, как и закономерности изменений vmax, М, М, и q от указанных исходных данных, проведенный нами анализ закономерностей изменений v , со, со, и q от исходных данных в полной мере относится к vmax, М, М, и q . На рисунке 2.3 представлены графические зависимости веса трубопровода единичной длины с продуктом и пригрузом с учетом выталкивающей силы воды q от продольного сжимающего усилия, действующего в трубопроводе N и отношения vmax/i для трубопровода диаметром 720 мм с толщиной стенки 10 мм. Увеличение усилия N и снижение vm3XU приводит к уменьшению q, т.е. для конкретного трубопровода уменьшение необходимого веса пригруза для обеспечения необходимого заданного прогиба трубопровода и устойчивости его проектного положения при эксплуатации. Так, например, при 7V = 50103 кгс уменьшение vmax / от 0,025 до 0,005 приводит к уменьшению q от 0,81 до 0,16 кгс/см. Здесь отметим, что продольное сжимающее усилие 50000 кгс в устойчивом неподвижном трубопроводе (без учета давления в трубопроводе) диаметром 720 мм с толщиной стенки 10 мм возникает при положительном температурном перепаде 9 С. При vmax/ = 515 увеличение N от 10 до 100 тс приводит к снижению q от 0,78 до 0,12 кгс/см.
Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе заглубления при равенстве нулю продольного усилия на изогнутом участке
Как видно из представленных графиков, увеличение параметра а приводит к снижению v и сое, существенному росту q . Уменьшение v и О), следует объяснить тем, что продольное растягивающее усилие N (т.к. a = J ) препятствует изгибу трубопровода, ограничивая прогиб и изги бающий момент. Параметры v и о), в полной мере характеризуют закономерности изменения прогиба и изгибающего момента, возникающих при прогибе трубопровода. Наличие растягивающего усилия iV в трубопроводе вынуждает увеличивать пригруз q для обеспечения заданного прогиба. Увеличение q при росте а показывает на указанную особенность.
Изгиб подводного трубопровода по пересеченному рельефу дна траншеи при равенстве нулю продольного усилия в трубопроводе
При укладке трубопровода по пересеченному рельефу дна траншеи и при отсутствии продольного усилия N потребуется дополнительная при-грузка по сравнению с прямолинейным участком. Возникают при укладке трубопровода по такому рельефу напряжения изгиба. Рассмотрим схему, когда наибольший прогиб трубопровода находится ближе к одному из краев изогнутого участка (рисунок 2.7). На этом участке интенсивность пригру за должна быть больше, чем на основном изгибаемом участке. Следует найти величину пригруза для изгиба трубопровода по рельефу дна траншеи и напряжения изгиба. Для решения задачи воспользуемся дифференциальном уравнением где q - вес трубопровода с продуктом и пригрузом с учетом выталкивающей силы воды. Примем, что на всем изогнутом участке q = qu+qTP и на участке от х = 0 до х = с дополнительно трубопровод пригружен пригрузом qx.
Полученное соотношение (2.65) позволяет при заданных значениях прогиба v, и протяженности х, а также допускаемых значениях изгибающих моментов найти необходимую величину пригруза трубопровода в условиях обеспечения прочности трубопровода.
На рисунке 2.16 даны графические зависимости параметров v , со, со, и соп от с при различных ,. Как видно из представленных графиков и показали выполненные нами расчеты, увеличение параметра с приводит к росту v , со, сое и соп. Так, например, при с = 0,25; , = 1,0 имеем v = 0,0684; 0 = 1,2617; ,=1,0508 и ю„ =4,5323. При с =0,75 и =1,0 параметр v =0,1192; = 1,9492; ю, =1,7383 и „=0,9693. Отметим следующие особенности значений параметров изгибающего момента со, со, и соп. Параметр со больше со, и соп для всех значений с и ,, кроме случая, когда при , = 0 и с = 0 имеем со = со,. Параметр соп меньше со и со, для всех значений с и ,. При , = 0 и с = 1,0 имеем & л = 0,5. При с = 0 для всех имеем V = 0,0625, со
В таблице 2.3 даны значения параметров v , q , 1, со, сог и соп, соответствующие принятым с и ,. Напомним, что g характеризует равномерно распределенный пригруз по всей длине изогнутого участка трубопрово 79 да, характеризует пригруз на участке трубопровода с меньшим радиусом упругого изгиба. Представленные данные показывают, что увеличение приводит к росту параметров v , со, со, и соп . Так, например, при = 0,5 и с =0,25 имеем v =0,0654; = 15,2809; = 1,1309; „=0,5159; ,=1,0254. При =2,0 и с =0,25 имеем V = 0,0744; =13,4431; соп =0,5664; а)е =1,1016. Уменьшение параметра q с ростом , показывает, что увеличение пригруза трубопровода (по схеме, представленной на рисунке 2.7) на участке протяженностью с позволяет уменьшить суммарный вес пригруза на всем изогнутом участке для обеспечения необходимого заданного прогиба трубопровода. Однако при этом должна быть обеспечена прочность трубопровода.
Анализ показывает, что с увеличением параметра с влияние , на v , со, сое и соп более существенно.
Уменьшение параметра q с ростом , происходит более существенно в области больших значений с . Уменьшение параметра 1 с ростом параметра , происходит в области значений с , близких к 0,5. При с = 1,0 изменение , не приводит к изменениям параметра 1Х, при этом для всех значений , имеем I, = 0,5. Кроме того, при с = 1,0 для всех , имеет место следующее равенство: со-со,- 2(0 п.
Анализ напряжений и перемещений угла поворота трубопровода, конструктивно выполненного холодногнутым отводом
В таблице 4.2 даны зависимости максимального изгибающего напряжения о-ц , продольного сжимающего напряжения а" и максимального суммарного продольного напряжения а"р от температурного перепада At и протяженности закрепленного участка. Напряжения определялись по следующим формулам: а% =—; а" =—р- (где Np=N-(\-2/j)pBFCB) и в соответствии с [205] у"р =/и т"ц -и" ±а%, где о\" - кольцевые напряжения от рабочего давления в трубопроводе; ju - коэффициент Пуассона. Значения напряжений сжатия даны с минусом, а напряжения растяжения с плюсом. Рассматривается подземный трубопровода 0 1020 х 11 мм, уложенный в супесчаном грунте. Трубопровод имеет угол поворота в горизонтальной плоскости, равный 12. Рабочее давление рЕ = 2,5 МПа. Предел текучести металла трубы сгт =366 МПа. Предельное проектное напряжение 295,9 МПа. Геометрические характеристики трубопровода взяты из [125]. Свойства грунта и его сопротивление перемещениям трубопровода определены по рекомендациям работ [24, 25]. По полученным нами формулам для рассматриваемого варианта Z[ =0,033; Z2 =0,035; %s=\,5; ? = 60 кгс/см. Как видно из таблицы 4.2 и показали выполненные нами расчеты, с увеличением положительного температурного перепада существенно повышается уровень напряжений. В некоторых сочетаниях исходных данных максимальные суммарные продольные напряжения превышают предельное проектное напряжение. Увеличение протяженности закрепленного участка (т.е. увеличение -) приводит к снижению а"р. В то же время необходимо отметить, что в области - 0,5 влияние изменения величины - на уровень напряжений существенно меньше, чем при — На рисунке 4.12 даны графические зависимости параметров М, а и v от — при N0 = 1,0; к = 1,0; Z, = 0,02; Z2 = 0,1 и различных значениях 5. Данные а графики показывают характер изменения максимального изгибающего момента М, наибольшего прогиба v0 и продольного усилия N при изменениях протяженности закрепленного участка трубопровода при постоянных значениях нагрузок и воздействий, характеристик трубопровода. Как видно из представленного рисунка и показали выполненные нами расчеты, для принятых возможных значений N0, к, Z2, Z, увеличение — приводит к снижению параметра на М s v и а незначительно. Исходя из этого анализа и выполненных нами расчетов по определению максимальных суммарных продольных напряжений, рациональная протяженность закрепленного участка с одной стороны от вершины угла поворота может быть представлена в виде: где c0p - значение безразмерного параметра протяженности пригруженного участка с0, дальнейшее увеличение которого существенно не снижает напряжения в трубопроводе. С учетом вышеизложенных в данной главе положений можно принять с0р = 0,5а . приводит к росту а и снижению М и v . Было установлено, что если в области 1,0 влияние изменения на значения М, а и v существенны, то в области 5 1,0 изменение 5 на значения М а и v незначительно. В связи с этим 45 = 1,0 можно принять за рациональное значение и обозначить 5р = 1,0.
Представляет интерес определение рациональной высоты опорных плит Я, установленных симметрично продольной оси трубопровода. Имеем h-H-D. В зависимости от исходных данных и наибольшего прогиба v0 с учетом 5 =q5/q0 и вышепредставленных аналитических выражений для h имеем:
Для реальных условий qx qn. Тогда рациональные размеры h и н имеем hp =68,0 см и Нр =170 см. Расчеты по полученным нами формулам показали, что, например, для трубопровода диаметром 1020 мм, проложенного в супесчаном грунте при угле поворота 12, положительном температурном перепаде А = 50С; к0 =0,5 кгс/см3; qx =9 кгс/см; ? = 60 кгс/см при рациональных значениях ,, Ир и Нр общая рациональная протяженность (справа и слева от вершины угла поворота) закрепляемого участка трубопровода составляет 15,6 м. Данная протяженность с увеличением положительного температурного перепада, угла поворота и уменьшением коэффициента к0 грунта будет увеличиваться.
Угол поворота, конструктивно выполненный отводом холодного грунта Дифференциальное уравнение изгиба трубопровода записывается в виде (4.19). Порядок определения нагрузки q(x) изложен в главе 4.2.1.1. Общее решение уравнения (4.19) принято в виде:
Установление зависимостей наибольшего прогиба, максимального изгибающего момента и продольного усилия на изогнутом участке от исходных данных (конструктивных параметров трубопровода, эксплуатационного нагрузок и воздействий) выполнено так же, как это изложено выше в главах 4.2.1.1 и 4.2.1.2. Наибольший прогиб определяется по (4.35), а для определения безразмерного параметра прогиба получено выражение
Экспериментальные исследования напряженно-деформированного состояния подземных трубопроводов на углах поворота
Исследования, изложенные выше в данной главе, показали, что в процессе эксплуатации подземных трубопроводов на углах поворота в условиях действия продольных сжимающих усилий происходят продольно-поперечные перемещения трубопровода с возникновением значительных продольных напряжений. Указанные напряжения могут быть суще 216 ственно снижены путем ограничения перемещений (прогиба) трубопровода. В результате исследований нами получены расчетные формулы для определения максимального изгибающего момента и продольного усилия в трубопроводе, закрепленного от поперечных перемещений. Вычисленные изгибающие момент и продольное усилие позволяют найти напряжения изгиба и продольное сжимающее напряжение от продольного усилия, действующего в трубопроводе в зависимости от усилий закрепления. Представляет интерес проверка качественного и количественного влияния усилий закрепления на значения максимального изгибающего момента и продольного усилия в трубопроводе экспериментальными работами.
Во ВНИИСПТнефть проведены экспериментальные исследования с целью выявления общего характера работы подземного трубопровода на изогнутых участках и проверки теоретических зависимостей по определению максимального прогиба и напряжений изгиба [123].
Согласно рекомендациям [109], при выявлении общего характера работы системы под нагрузкой и проверке теоретических зависимостей не требуется решать вопрос об условиях перехода от модели к натуре. В таких случаях рекомендуется рассчитать собственно модель, а затем сопоставить теоретические результаты с соответствующими данными экспериментальных исследований.
