Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I Анализ надежности и безопасности действующих магистральных газопроводов и постановка задач исследований 9
1.1 Анализ технического состояния действующих газопроводов 9
1.2 Анализ основных факторов, влияющих на техническое состояние длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов 12
1.3 Анализ технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов 17
1.4 Анализ аналитических и численных методов расчета напряженно деформированного состояния трубопроводов при ремонте 20
1.5 Анализ методов расчета несущей способности трубопроводов с дефектами 31
1.6 Постановка задач исследований 41
Выводы по главе I 43
ГЛАВА II. Исследование особенностей напряженно деформированного состояния газопроводов при капитальном ремонте в траншее с сохранением пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях 45
2.1 Разработка математической модели для расчета напряженно деформированного состояния газопровода при капитальном ремонте в
траншее с сохранением пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях 46
2.2 Анализ напряженно-деформированного состояния ремонтируемого газопровода с учетом примыкающих подземных участков 61
2.3 Оценка допустимых технологических параметров при капитальном ремонте газопроводов с сохранением пространственного положения в траншее
2.4 Вероятностная оценка надежности проведения капитального ремонта
газопровода с сохранением его пространственного положения в траншее 85
Выводы по главе II 102
ГЛАВА III Исследование напряженно деформированного состояния ремонтируемого участка газопровода с учетом коррозионных дефектов 103
3.1 Обзор аналитических и численных методов расчета напряженно-деформированного состояния в зонах локальных дефектов 104
3.2 Разработка математической модели расчета напряженно-деформированного состояния участка ремонтируемого газопровода с коррозионными дефектами 110
3.3 Оценка несущей способности магистральных газопроводов с учетом коррозионных дефектов при проведении капитального ремонта 120
Выводы по главе III 128
ГЛАВА IV Рекомендации по методике количественной оценки ремонтируемых участков магистральных газопроводов с сохранением пространственного положения в траншее с учетом коррозионных дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании 129
4.1 Технология капитального ремонта изоляционных покрытий магистральных газопроводов механизированным способом в траншее без подъема с сохранением его пространственного положения 129
4.2 Внутренние и внешние нагрузки, действующие на ремонтируемый участок газопровода 130
4.3 Расчетные сопротивления растяжению и сжатию стенок ремонтируемых участков газопроводов с учетом старения металла труб и различных дефектов 133
4.4 Проверка прочности и устойчивости ремонтируемого участка газопровода 135
4.5 Пример расчета напряженно-деформированного состояния ремонтируемого участка магистрального газопровода в траншее с сохранением пространственного положения 139
Выводы по главе IV 162
Общие выводы 163
Список использованных источников
- Анализ основных факторов, влияющих на техническое состояние длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов
- Анализ напряженно-деформированного состояния ремонтируемого газопровода с учетом примыкающих подземных участков
- Разработка математической модели расчета напряженно-деформированного состояния участка ремонтируемого газопровода с коррозионными дефектами
- Внутренние и внешние нагрузки, действующие на ремонтируемый участок газопровода
Введение к работе
Актуальность проблемы. Коррозионный износ и интенсивное старение трубопроводных систем объективно приводит к увеличению риска аварий и отказов при эксплуатации с тяжелыми экономическими и экологическими последствиями Определяющим критерием обеспечения безопасной эксплуатации и повьппения долговечности магистральных газопроводов (МП является их надежность - комплексное свойство объекта выполнять заданные функции в течении установленного срока
Надежная и безопасная работа МГ может быть обеспечена в результате правильной технической эксплуатации, своевременных обследований и ремонтов выявленных нарушений Одним из шагов по обеспечению эксплуатационной надежности МГ в настоящее время является принятая и внедренная в производство «Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на период 2004-2010 гг.». При реализации данной программы используется наиболее современная технология капитального ремонта МГ в траншее с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях, позволяющая минимизировать напряжения в трубопроводе и снизить объем работ по ремонту стыков на газопроводе При проведении ремонтных работ меняется пространственное положение оси трубы Подобные изменения вызывают значительные напряжения в локальных участках трубопровода, что, в свою очередь, может привести к его повреждению. Поэтому, при использовании данной технологии необходимо заранее задать допустимые смещения трубопровода, те технологические параметры ремонтной колонны, что позволит обеспечить надежность проведения ремонтных работ и избежать разрушения или повреждения трубы
Решение данной задачи реализовано с помощью программного комплекса, основанного на методе конечных элементов, позволяющего исследовать напряженно-деформированное состояние (НДС) дефектного ремонтируемого участка МГ в траншее с учетом воздействия от ремонтных машин и оборудования Исследование НДС газопровода во время ремонта
выполняется с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов на его наружной поверхности.
Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании методов расчета НДС дефектных участков МГ в траншее и разработке методических положений по выбору рациональных технологических параметров при капитальном ремонте
Объектом исследования является дефектный участок МГ, находящийся в траншее.
Научная новизна заключается в разработке:
алгоритма расчета допустимых технологических параметров капитального ремонта МГ с учетом сложного характера нагружения К исследуемым технологическим параметрам относятся
горизонтальные и вертикальные смещения оси трубопровода;
расстановка и смещения ремонтных машин вдоль ремонтируемого участка МГ,
сочетания перечисленных смещений,
математической модели оценки НДС газопровода с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов,
математической модели оценки вероятности нарушения целостности трубопровода при капитальном ремонте МГ по состоянию надежности;
методики расчета прочности и устойчивости линейной части МГ с учетом геометрических параметров коррозионных дефектов
Практическая ценность и реализация проведенных исследований Разработан расчетно-методический комплекс оценки НДС ремонтируемого участка МГ и определения технологических параметров капитального ремонта с учетом сложного характера нагружения и фактической геометрии коррозионных дефектов стенки трубы.
В результате проведенных исследований разработана методика по расчету прочности и устойчивости ремонтируемых участков МГ, позволяющая выбрать наиболее рациональные технологические параметры капитального ремонта
Разработанные математические модели представляют практический интерес для дальнейших исследований в области НДС трубопроводных конструкций при капитальном ремонте и магистральных газонефтепроводов
Работа выполнялась в рамках «Программы по ремонту изоляционных покрытий МГ ОАО «Газпром» на период 2004-2010 гг ».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических и международных конференциях:
VI научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина М, 2005 г; ANTICOR 2006 Санкт-Петербург, 2006 г, Эффективность реализации научного и промышленного потенциала в современных условиях (п. Славское, Украина, 2007г), VII конференция пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH. М, 2007 г, а также на научно-технических семинарах кафедры «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и хранилищ»
Публикации. По материалам диссертационной работы опубликовано 9 статей, в том числе 1 статья в ведущем рецензируемом научном журнале
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы из 148 наименований Содержание изложено на 178 страницах, включая 66 рисунков и 19 таблиц
Анализ основных факторов, влияющих на техническое состояние длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов
При ремонте линейной части действующих магистральных трубопроводов в стенке трубы возникают дополнительные продольные напряжения, которые, в первую очередь, зависят от вида проведения ремонта и могут достигать значительных величин. Несоблюдение технологических параметров ремонта, длительно эксплуатируемого трубопровода, стенка которого содержит дефекты различного происхождения, может привести не только к ослаблению сварных стыков, образованию вмятин и гофр, а также к аварии.
Проблеме расчета НДС трубопроводов посвящены многочисленные исследования, в результате которых созданы различные расчетные методы, основанные в основном на работах [26, 34, 65, 87, 94-98].
Согласно СНиП 2.05.06-85 , расчет на прочность и надежность магистральных газопроводов при их сооружении, а также при проведении капитального ремонта, производится по методу предельных состояний, основу которого составляет неравенство
Данное неравенство выражает условие совпадения максимально возможного усилия и минимальной несущей способностью элемента. Каждый из коэффициентов оценивает конкретные факторы, определяющие работоспособность газопровода. Конструкция теряет способность сопротивляться внешним воздействиям или в ней возникают недопустимые деформации и локальные повреждения. Установлено три предельных состояния: потеря несущей способности на прочность, устойчивости и развитие недопустимых деформаций и образование местных повреждений.
Использование вероятностных методов расчета позволило по-новому оценить предельные состояния с учетом статистического случайного характера входных факторов. Работы [6, 24, 25, 50-52, 71, 82, 87, 116] посвящены внедрению вероятностных методов расчета в практику проектирования конструкций и объектов трубопроводного транспорта, а также непосредственно вопросам надежности магистральных трубопроводов. Однако, вопрос надежности трубопроводов при проведении капитального ремонта освящен недостаточно полно. Также отсутствуют сведения о вероятностном расчете газопроводов при проведении ремонта.
В настоящее время, согласно действующим нормативным документам, работоспособность МГ оценивается по несущей способности. По результатам внутритрубной инспекции, в зависимости от степени повреждений стенки трубы дефектами, определяется необходимость проведения ремонта конкретного участка МГ. В нормативных документах не учитываются в явном виде дефекты и связанная с ними концентрация напряжений.
Проведение ремонта предполагает воздействие на трубопровод силовых факторов (трубоукладчики, опоры, очистная, грунтовочная, изоляционная машины), которые создают значительные продольные напряжения в стенке трубы, а наличие дефектов приводит к еще большему увеличению напряжений. Поэтому вопрос оценки НДС ремонтируемого участка трубопровода является важным и актуальным.
В работах [7, 8, 20] НДС при симметричном и несимметричном подъеме бесконечного трубопровода рассчитывалось с использованием вариационного метода Рейлея-Ритца. При равновесии упругой системы, вариация разности потенциальной энергии (упругой энергии внутренних сил) и работы внешних активных сил равна нулю. Применение принципа механики к расчету ремонтируемого трубопровода с постоянной жесткостью EI, без учета силы трения, получено: где U - потенциальная энергия; W - работа внешних сил; Рк и G, -приложенные к трубопроводу сосредоточенные силы; q - распределенная сила тяжести трубы с продуктом; /, - полудлина приподнимаемого участка; 8 -индекс перемещения.
Первое слагаемое уравнения (1.2) характеризует изменение потенциальной энергии внутренних сил при изгибе, остальные - работу активных сил, приложенных к трубопроводу при возможных перемещениях 5ук, 5у, 5у.
Прогиб трубопровода длиной 21ь представляется рядом Фурье Подстановка (1.3) в уравнение (1.2) позволяет определить уравнения прогиба трубопровода при изгибе, изгибающий момент, напряжения и перерезывающую силу в любой точке трубопровода, а также нагрузки на трубоукладчики.
Рассчитано расстояние между трубоукладчиками хь при котором длина приподнятой части трубопровода максимальна где адт - допустимое напряжение, DH - наружный диаметр, а также оптимальное соотношение Xi/lj =2/7. Нагрузка на трубоукладчики Рі-Гг — г- (1.5) Аналитическим исследованиям упругой линии трубопровода посвящены многочисленные работы [3, 4, 20, 21] с использованием различных критериев оптимальности. Выбор критериев оптимальности схем подъема трубопровода представляет задачу не менее сложную, чем решение НДС [2]: - минимум напряжений изгиба в опасных сечениях приподнятого для ремонта трубопровода; - минимум нагрузок на трубоукладчики; - минимум приобретенного трубопроводом запаса потенциальной энергии от упругого изгиба; - выравнивание нагрузок на все трубоукладчики при одновременном соблюдении равенства всех пролетов расчетно-технической схемы; - вероятностный критерий «двойного отказа», когда минимизируется риск заведомо спланированного случая, при котором одновременно трубопровод и трубоукладчики испытывают нагрузки, близкие к предельным. При выборе критерия оптимальности необходимо учитывать два условия: 1. Исследуемая на экстремум функция должна быть определена в детерминированном виде либо вероятностно-статистическим распределением; 2. Введены ограничения на число трубоукладчиков, допустимые высоты подъема и др.
Березин В.Л. и Ращепкин К.Е. [20] применили метод граничных параметров к исследованию НДС трубопровода при подъеме. Использован метод интегрирования обычного дифференциального уравнения упругой линии балки, которое с достаточной степенью точности удовлетворяет условию ремонта. Погрешность, вносимая в расчет в результате применения приближенного, а не полного дифференциального уравнения упругой линии, исчезает, так как подъем участка трубы осуществляется на бесконечном трубопроводе со скользящими опорами. Используя метод Коши-Крылова, получен общий интеграл уравнения упругой оси трубопровода
Анализ напряженно-деформированного состояния ремонтируемого газопровода с учетом примыкающих подземных участков
В настоящее время, значительная часть находящихся в эксплуатации магистральных газопроводов выработали свой нормативный срок службы. Средний возраст газопроводов составляет более 25 лет.
Учитывая технологические и технические условия их строительства и эксплуатации, особого внимания требует повышение эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов. Опыт их эксплуатации с применением битумно-мастичных и полимерных изоляционных покрытий показывает, что в среднем через 8-12 лет покрытия теряют свои защитные свойства и требуют своевременной замены. Отказы магистральных газопроводов с большим возрастом эксплуатации в основном связаны с коррозией металла труб по причине выхода из строя изоляционных покрытий, выполненных при строительстве с применением пленок холодного нанесения и битумно-резиновых мастик.
В настоящее время, для капитального ремонта газопроводов внедрена технология ремонта в траншее с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях, которая приводит к снижению напряжений в стенке трубы при производстве ремонтных работ [14, 15].
Существующие методики по расчету трубопроводов, находящихся в эксплуатации в течении многих лет, не в полной мере учитывают влияние объемных и поверхностных нагрузок, а также наличие дефектов различной природы, а именно: 1. Влияние степени защемления трубопровода грунтом в процессе ремонта. 2. Дефекты коррозионного вида, которые составляют более 50% от всех дефектов. 3. Неравномерность распределения ремонтных нагрузок и напряжений на трубопроводе. 4. Пространственное положение до, во время и после ремонта. Учет этих факторов позволит более точно оценить напряженно-деформированное состояние (НДС) ремонтируемого газопровода и предсказать допустимые отклонения от заданных параметров, что в свою очередь, на практике приведет к уменьшению максимальных напряжений в стенке трубы.
В общей постановке, задача определения НДС пространственной конструкции при действии объемных и поверхностных нагрузок, является краевой задачей механики деформируемого твердого тела [80, 85]. Исходные уравнения, описывающие НДС трубопровода в декартовой системе координат имеют вид: 1) Дифференциальные уравнения Навье
Следует отметить, что особенностью трубопровода в данной задаче является наличие связей грунта, контактирующего с исследуемым участком, причем грунт играет роль сопротивления, которое зависит от направления перемещения. Нелинейная связь касательных напряжений в грунте с продольными перемещениями трубопровода линеаризируется введением обобщенного коэффициента касательного сопротивления грунта Схо [11]: тх=Сх0их, (2.5) где тх - сопротивление грунта на единицу площади, их - продольное перемещение.
Предельное сопротивление грунта сдвигу t„p определяется по следующей формуле [11]: КР = 4iftg9„ + 2yvChKD2Jg p!p + 0,6nDHcip, (2.6) где qTP - вес трубопровода с продуктом; ргр - угол внутреннего трения грунта; угр - объемный вес грунта; Ц, - наружный диаметр трубы; сгр - сцепление фунта; ch - безразмерный коэффициент, отражающий образование свода обрушения, определяемый по эмпирическим зависимостям: для песчаных грунтов:
Под несущей способностью грунта Rq, понимается критическое значение среднего давления, которое приведено в нормах на проектирование оснований и фундаментов. Если q„p,op RFpDn, то считается, что предельное сопротивление равно Rrp/DH. Уравнения (2.1) (2.13) составляют замкнутую систему, полностью определяющую статическое НДС трехмерной конструкции трубопровода, подлежащего ремонту. Данная система может быть решена, если заданы граничные условия на поверхности. Если граница S разделена на две части Su и St, на которых известны соответственно перемещения (смещения) u v,w и силы (напряжения) tx,ty,tz, то граничные условия запишутся в виде:
Наиболее удобным способом решения системы уравнений (2.1)- (2.16) является прямой метод перемещений [23]. Принимая за основные неизвестные перемещения точек трубопровода, используя геометрические соотношения (2.2), (2.3) и физические уравнения (2.4), (2.5), (2.9), (2.13), можно выразить напряжения через перемещения, и используя уравнения (2.1), получаем систему дифференциальных уравнений в частных производных эллиптического типа, уравнения Ламе. Интегрирование данной системы уравнений с учетом граничных условий (2.16) позволит определить НДС трубопровода. Решение уравнений Ламе в замкнутой (аналитической) форме возможны лишь для ограниченного круга задач. Для пространственных областей сложной формы таких решений получить невозможно. Использование численных методов позволяет получить решение НДС трубопровода.
Оценка НДС ремонтируемых трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительное время, имеющих значительные повреждения металла стенки трубы, различные степени защемления с грунтом, возможна при использовании метода конечных элементов в форме метода перемещений [36,46, 90].
Для расчета НДС ремонтируемого газопровода в траншее с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях с учетом вышеуказанных условий используется метод конечных элементов (МКЭ), как наиболее универсальный численный метод. Это один из вариантов прямых вариационных методов, широко применяемый для решения задач механики деформируемого твердого тела, для которого теоретически доказана сходимость метода для эллиптических задач. МКЭ в перемещениях является одним из эффективных методов расчета и эквивалентен минимизации полной потенциальной энергии системы, выраженной через поле перемещений.
Технологическая схема ремонта магистрального газопровода (МГ) в траншее с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях представлена на рис. 2.1 [14]. Ремонтно-восстановительные работы на МГ осуществляются комплексными потоками по выполнению подготовительных, вскрышных работ, работ по поддержанию трубопровода в траншее, сварочно-восстановительных работ, работ по нанесению нового изоляционного покрытия и подсыпки с подбивкой грунта под трубопровод, по засыпке, испытанию и сдаче трубопровода заказчику.
Разработка математической модели расчета напряженно-деформированного состояния участка ремонтируемого газопровода с коррозионными дефектами
Разработанная математическая модель по расчету НДС трубопровода и технологических параметров ремонтной колонны при сохранении пространственного положения газопровода в траншее разделы (2.1, 2.2) предполагает детерминированные значения всех входных параметров. Основная часть исходных входных данных представляет собой случайные величины, имеющие некоторый разброс параметров и свои законы распределения, знание которых предполагает проведение многочисленных статистических исследований. В большинстве случаев необходим учет случайного характера входных переменных. Под надежностью ремонтируемого газопровода понимается такое его состояние, при котором он способен выполнять заданные функции, сохраняя заданные параметры.
При детерминированном подходе одним значениям коэффициентов запаса соответствует совокупность значений прочностных показателей. Поэтому вероятностный подход, основанный на методах предельного состояния, обеспечивает возможность систематического предсказания безопасности газопровода при проведении ремонта.
Применение вероятностного подхода предусматривает определение предельного состояния, при этом внешние нагрузки и сопротивление трубопровода представляются вероятностными функциями распределения с соответствующими математическим ожиданием и стандартным отклонением. В данном случае имеется численная информация о запасе прочности, выраженная через надежность или вероятность отказа.
Для решения данной задачи используется метод статистического моделирования, при котором техническое состояние объекта представляется в виде вероятностной модели. Такая модель позволяет связать выходные характеристики объекта с входными параметрами и внешними воздействиями [109].
Основные идеи вероятностных методов расчета строительных конструкций на надежность определены В.В.Болотиным, Б.М.Колотиловым, А.Р.Ржаницыным и др. Проблема обеспечения работоспособности связана с количественной оценкой вероятности безотказной работы с учетом заданного уровня режима эксплуатации. Состояние ремонтируемого участка газопровода рассматривается как совокупность количественных показателей и характеристик, описывающих трубопровод. В связи с этим, основной задачей является определение набора входных и выходных параметров, характеристик и выделение тех из них, которые оказывают первостепенное влияние на надежность и вероятность безотказной работы. Среди таких параметров предлагается выделить три основные группы: механические свойства материала, геометрические размеры газопровода, внешние нагрузки и воздействия. Вероятностный подход позволяет учитывать взаимное и суммарное влияние разнородных параметров на прочность и надежность.
В процессе проведения ремонта газопровода возможны отклонения различных технологических параметров от их средних или оптимальных значений. Трубопровод не пригоден к дальнейшей эксплуатации, если наступает предельное состояние, за пределами которого не соблюдается один из критериев, определяющих его несущую способность или пригодность к эксплуатации. Данное условие выражается в виде требования о выполнении с некоторой достаточно большой вероятностью предельного неравенства [13,24,26] Qi t, (2.40) где Qj, Rj - величины, характеризующие нагрузку и прочность (сопротивление), выраженные в одних физических величинах; і - номер предельного состояния, принятого в качестве условия отказа.
Решение неравенства (2.40) зависит от принятой технологической схемы проведения ремонта, расстановки машин и оборудования, геометрических параметров газопровода, параметров окружающей среды, механических свойств металла стенки трубы, изоляции и других факторов, а также от выходных Рабочие нагрузки и воздействия на ремонтируемый участок газопровода
Блок-схема вероятностного подхода расчета газопровода на прочность параметров, характеризующихся вертикальными и горизонтальными смещениями трубопровода, изгибающими моментами, напряжениями стенки трубы. Представим выражение (2.40) в виде разности между прочностью R; и нагрузкой Q,:
Вероятность того, что функция надежности будет иметь положительное значение, представляет собой величину надежности (безотказности работы), которая должна быть достаточна близка к единице
Выбор нормативного значения вероятности безотказной работы зависит от последствий, к которым может привести отказ (разрушение). Так, для особо ответственных конструкций Р равна 0,9999 и выше, при возможном значительном экономическом ущербе Р 0,99, при незначительном ущербе Р 0,9.
При проведении капитального ремонта газопровода при соответствующей расстановке машин и оборудования продольные ремонтные напряжения резко неоднородны, как по длине ремонтируемого участка, так и по сечению стенки трубы, однако в действующих нормативных документах при расчете на прочность это не учитывается.
При разработке новых нормативных документов для оценки работоспособности трубопровода необходимо внедрение в практику расчетов современных достижений механики разрушений и статистически-вероятностных методов прогнозирования.
В общем случае нагрузка Q и прочность R являются функциями времени, но при заданном сроке службы трубопровода время можно исключить и считать Q и R не случайными функциями, а случайными величинами с определенными законами распределения. Вероятность неравенства (2.41) является вероятностью неразрушения Р.
Внутренние и внешние нагрузки, действующие на ремонтируемый участок газопровода
Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы:
1. Смещение трубопровода от исходного положения приводит к возрастанию продольных напряжений стенки трубы. Например, при отклонении МГ от воздействия первого трубоукладчика (ТІ) на ОД м вниз, Т2 - 0,1 м вверх, ТЗ - 0,1 м вниз, Т4 -0,1 м вверх, напряжение возрастает от 158,8 МПа до 205,9 МПа. 2. Происходит увеличение усилий на крюках трубоукладчиков от 222,2 кН до 287,3 кН, причем имеет место перераспределение усилий между опорами и трубоукладчиками, что необходимо учитывать при проведении ремонтных работ.
3. Наиболее опасное расположение поддерживающих машин появляется тогда, когда ближайшие трубоукладчики одновременно смещаются в вертикальной плоскости в противоположных направлениях. Например, при смещении ТІ -0,25 м и Т2 на +0,25 м напряжение возрастает до 270,8 МПа, тогда как при эквивалентном смещении оси трубопровода в одном направлении (вверх) напряжение в 1,44 раза ниже.
4. Особую роль играет первый трубоукладчик при его отклонениях в вертикальной плоскости. Существует область минимальных продольных ремонтных напряжений (глава II, раздел 2.2), в которой при смещении ТІ на - 0,06 м (вниз), а Т2 на - 0,03 м (вниз) напряжение снижается на 17,5%, при дальнейшем опускании трубы до 0,45 м напряжение возрастает и происходит значительное увеличение осадки грунтовой тумбы от 0,02 м до 0,11 м, что в свою очередь может привести к ее обрушению.
В результате проведенных расчетов и соответствующего анализа выбираются наиболее нагруженные участки ремонтируемого МГ, для последующего второго этапа расчета (глава 3, раздел 3.2). Трехмерная картина распределения НДС трубопроводной конструкции (тензоры напряжений и деформаций определяются для внутренней, срединной и наружной поверхностей оболочек) с учетом всех действующих на нее ремонтных и температурной (минус 40 С) нагрузок, рассчитанная на втором этапе моделирования, изображена на рис. 4.4. Выявлено, что наиболее потенциально-опасным и нагруженным участком является локальная зона на верхней образующей трубы в месте подъема первым трубоукладчиком, эквивалентные напряжения в данном сечении достигают 157 МПа.
Распределение эквивалентных напряжений на участке трубопровода с учетом температурного перепада - 40С В результате проведения диагностического обследования ремонтируемого участка газопровода обнаружено, что на верхней образующей трубы имеется коррозионное пятно с геометрическими размерами: максимальная глубина h=5 мм, длина а=200 мм вдоль продольной оси газопровода и ширина дефекта Ь=230 мм в окружном направлении, изображенное на рис. 4.5. Так как каждое сечение трубы испытывает все значения ремонтных напряжений, то следует ожидать, что дефект, расположенный в любом из сечений окажется в месте максимума напряжений. Следовательно, дефект необходимо расположить в месте ожидаемого максимума напряжений, а именно в месте поддержки первого трубоукладчика.
Дефект на поверхности трубопровода в виде потери металла В результате моделирования подобного дефекта на ремонтируемом газопроводе с сохранением всех начальных технологических и геометрических условий получаем полную картину НДС (рис. 4.6).
Данные результаты показывают, что эквивалентные напряжения в стенке трубы превысили предел текучести материала и при ремонте следует ожидать упруго-пластических деформаций в области дефекта. Таким образом, необходимо выбрать другие технологические параметры ремонта, а именно уменьшить расстояние между трубоукладчиками.
На основе разработанных математических моделей в балочном, оболочечном и объемном приближениях (вторая и третья главы) рассчитаны допустимые технологические параметры ремонтной колонны с учетом коррозионных дефектов, где a/R - фиксированная длина дефекта (табл. 4.4).
Проведен расчет НДС в зависимости от длины свободного пролета между трубоукладчиками, изменения толщины стенки трубы бт, диаметра трубопровода D, глубины залегания, расположения ремонтных машин, коэффициента трения грунта, коэффициента постели грунта.
Из полученных результатов видно что, выходные параметры сильно зависят от расстояния между трубоукладчиками, поэтому длина свободного пролета является одной из основных технологических параметров, определяющих безопасность работ. При известном значении допустимого напряжения в стенке
Из рисунка 4.7 видно, что одинаковые смещения трубопровода вверх оказывают более значимое влияние на рост напряжений в стенке газопровода, чем его прогиб вниз. Следует отметить, что отклонения в горизонтальной плоскости на ±0,2 м окажут менее существенное воздействие на НДС трубопровода при тех же смещениях в вертикальной плоскости и напряжение составит не более 200 МПа. Также видно, что с увеличением отклонений от первоначального положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях напряжения возрастают. При увеличении расстояния между первым и вторым трубоукладчиками до 55 метров напряжения при всех равных условиях увеличиваются (рис. 4.8).
Зависимость выходных параметров от толщины стенки трубы 5, и диаметра трубопровода D, показаны в таблицах 4.6, 4.7, из которых следует, что продольное напряжение более чувствительно к изменению диаметра, чем к толщине стенки [109].
Результаты расчетов показывают, что от взаимного расположения ремонтных машин НДС газопровода зависит слабо. Наблюдается незначительное увеличение напряжений при смещении ремонтных машин к центру свободного пролета. Таким образом, при заданной длине свободного пролета взаимное расположение ремонтных машин следует выбирать только исходя из удобства технологии ремонта. К глубине залегания, коэффициенту трения грунта ремонтные напряжения менее чувствительны.
В таблице 2.6 (глава 2, раздел 2.3) представлены входные случайные переменные, которые используются для вероятностной оценки надежности проведения капитального ремонта газопровода с учетом их изменения по соответствующим законам распределения. Для объективной оценки и выбора безопасных технологических параметров случайные входные переменные останутся теми же, кроме Y2, Y4, Y8, Y10, Z2, Z4, Z8, Z10. Эти переменные изменяются в следующих диапазонах - ±0,20 м; ±0,25 м; ±0,30 м; ±0,4 м. В таблице 4.8 представлены результаты расчета вероятности безопасного проведения капитального ремонта при смещениях трубоукладчиков от их исходного состояния в горизонтальной и вертикальной плоскостях. Предельно допустимыми отклонениями оси газопровода трубоукладчиками являются значения, равные ±0,25 м от первоначального положения при вероятности безопасного проведения капитального ремонта 0,97. Следовательно, отклонения, превышающие ±0,25 м являются недопустимыми.
