Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор способов капитального ремонтамагистральных трубопроводов 8
1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов 11
1.2. Расчеты НДС при ремонте магистральных трубопроводов 14
1.2.1. Расчеты НДС при ремонте нефтепроводов 15
1.2.2. Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации . 19
1.2.3. Характеристика методик расчета НДС при капитальном ремонтегазопроводов 21
1.3. Характеристика правил капитального ремонта газопроводов 22
1.4. Характеристика грузоподъемных средств, применяемых при капитальном ремонте 26
1.4.1. Характеристика трубоукладчиков при строительстве и ремонте трубопроводов 26
1.5. Обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом 33
Выводы по главе 1 37
2. Обоснование технологии ремонтамагистральных газопроводов с подъемом в траншее 38
2.1. Системный анализ технологии переизоляции 38
2.2. Анализ существующих и предлагаемой технологических схем . 40
2.2.1. Влияние основных факторов на выбор технологической схемы переизоляции . 41
2.2.2. Общая характеристика технологической схемы переизоляции газопроводов с подъемом в траншее 44
2.3. Сравнительный анализ трудоемкости земляных работ, проводимых по существующим и предлагаемой технологическим схемам 45
2.4. Разработка методики расчета НДС 50
2.4.1. Постановка задачи 50
2.4.2. Исследование НДС при переизоляции газопроводов в траншее 53
Выводы по главе 2 59
3. Исследования ндс при ремонте газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее 61
3.1. Исследование НДС при переизоляции газопроводов с подъемом на берму траншеи . 61
3.2. Обоснование предлагаемой технологии переизоляции газопроводов с подъемом в траншее 71
3.2.1. Исследование НДС технологической схемы с подъемом в траншее и предварительной очисткой трубопровода 72
3.2.2. Исследование влияния диаметра трубопровода и числа трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка . 75
3.2.3. Исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка 82
3.2.4. Исследование влияния расстояния между трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка 86
3.2.5. Исследование влияния уклона ремонтируемого участка на НДС 89
3.2.6. Исследование влияния конструкции опорного устройства на крюках трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка 92
3.2.7. Исследование влияния перемещения изоляционной машины 95
3.3. Исследование влияния отклонений от принятой схемы ремонта на НДС ремонтируемого участка 97
3.3.1. Исследование влияния отказа одного из трубоукладчиков 97
3.3.1.1. Отказ крайнего трубоукладчика 97
3.3.1.2. Отказ 2-ого от края трубоукладчика 98
3.3.1.3. Отказ среднего трубоукладчика 99
3.3.1.4. Отказ нескольких трубоукладчиков 100
3.3.2. Исследование влияния изменения высотного положения одного из трубоукладчиков 101
3.3.2.1. Наезд на препятствие 1-ого (по ходу движения) трубоукладчика 101
3.3.2.2. Наезд на препятствие 2-ого трубоукладчика . 102
3.3.2.3. Наезд на препятствие среднего трубоукладчика 103
Выводы по главе 3 104
4. Внедрение технологии ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее . 108
4.1. Экспериментальная проверка основных положений методикирасчета 108
4.1.1. Применяемое оборудование . 109
4.1.2. Сравнение экспериментальных данных с расчетными результатами . 109
4.2. Ремонт газопроводов в зимних условиях 112
4.3. Объемы переизоляции . 114
4.4. Экономический расчет . 116
4.5. Расчет экономического эффекта по ООО «Газпром трансгаз Уфа».. 117
Выводы по главе 4 . 121
Основные выводы 122
Библиографический список использованной литературы . 124
- Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации
- Сравнительный анализ трудоемкости земляных работ, проводимых по существующим и предлагаемой технологическим схемам
- Исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка
- Сравнение экспериментальных данных с расчетными результатами
Введение к работе
Актуальность темы исследований
Основные цели, задачи и приоритеты развития газовой промышленности определены Энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной Правительством РФ в 2003 году.
Согласно данной Стратегии и в соответствии с концепцией ОАО «Газпром», надежность газопроводов обеспечивается в основном за счет диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов газотранспортной системы. Основным масштабным способом повышения надежности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) является своевременное и качественное проведение капитального ремонта, в т.ч. с заменой изоляционного покрытия и восстановлением (заменой) трубы. В свое время при их строительстве в 50…80-ые годы прошлого века практически все газопроводы больших диаметров были изолированы пленочным изоляционным покрытием трассового нанесения, срок эффективной защиты которого составляет не более 10 лет. С целью повышения надежности линейной части магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» с 2004 года принята Программа их капитального ремонта (переизоляция).
Рекомендованные нормативными документами схемы капитального ремонта (переизоляции) не в полной мере отвечают современным требованиям по трудоемкости, качеству ремонтных работ и применяемому оборудованию.
Поэтому разработка и внедрение современной технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов больших диаметров, обеспечивающей не только качество ремонтных работ, но и способствующей повышению производительности, являются актуальными для газотранспортной отрасли.
Цель работы - повышение производительности капитального ремонта (переизоляции) магистральных газопроводов больших диаметров разработкой и внедрением технологии их ремонта с подъемом в траншее.
Основные задачи работы:
1. Обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров;
2. Разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) участка газопровода для трех технологических схем ремонта: в траншее, с подъемом на берму траншеи (нормативных), с подъемом в траншее (предлагаемой);
3. Исследование НДС участка газопровода при его ремонте с подъемом в траншее с определением оптимальных параметров ремонта, в том числе с учетом возможных форс-мажорных обстоятельств;
4. Экспериментальная проверка достоверности разработанной методики расчета НДС в трассовых условиях;
5. Обоснование, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможности капитального ремонта газопроводов больших диаметров при отрицательной температуре (до минус 30 оС и ниже);
6. Внедрение технологии капитального ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее.
Методы решения поставленных задач
Методика расчета НДС разработана с использованием методов математического анализа и строительной механики. Исследования выполнены в соответствии с общепринятыми рекомендациями по обработке результатов экспериментов. Достоверность методики расчета НДС подтверждена экспериментальными исследованиями на действующем газопроводе в трассовых условиях. Расчет экономической эффективности проведен по методике ОАО «Газпром».
Научная новизна:
установлено, что при ремонте газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений, что исключает их разрушение и повреждение;
доказана, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможность ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в зимних условиях (при отрицательной температуре до минус 30 оС и ниже).
На защиту выносятся:
обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров;
обоснование надежности технологии ремонта газопроводов с подъемом в траншее. Например, в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств (отказ трубоукладчиков, наезд на препятствие и т.п.) напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений;
доказательство возможности ремонта газопроводов по технологии с подъемом в траншее при отрицательной температуре (минус 30 оС и ниже).
Практическая значимость и реализация результатов работы
В результате проведенных исследований разработана технология ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее, что позволило внедрить ее в ООО «Газпром трансгаз Уфа» и ОАО «Газпром».
Внедрение этой технологии в ООО «Газпром трансгаз Уфа» позволило получить экономический эффект более 1 млрд рублей.
Технология ремонта газопроводов с подъемом в траншее внесена, в качестве дополнения, в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов».
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались на:
– 3-ей Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2006» (г. Сочи, 2006);
– 4-ой Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2008» (г. Новороссийск, 2008);
– научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013);
- ХIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2013).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 научных трудах, в т.ч. 3 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем диссертационной работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 102 наименования, и 2 приложений. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 61 рисунок, 23 таблицы.
Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации
Кроме того, здесь не соблюдается условие равенства участков между трубоукладчиками и участков за трубоукладчиками, что более объективно отражает картину НДС. Для каждой схемы с увеличением диаметра увеличивается расстояние между трубоукладчиками, что объясняется увеличением жесткости трубопровода EJ.
Длина выступающих частей ремонтных машин (очистной, изоляционной) составляет около 0,5 м, высота подъема у крайних трубоукладчиков - 0,63 м, т.е. для изменения вертикальной составляющей остается около 0,1 м. Расчетное расстояние от оси ремонтной машины до оси стрелы трубоукладчика, согласно табличным данным, составляет 4,0 м. Это означает, что при увеличении этого расстояния ремонтные машины будут задевать дно траншеи. С этой точки зрения рассмотрим рабочий ход ремонтной колонны до технологической остановки, которая производится для перемещения трубоукладчиков при остановленных ремонтных машинах, заправке изоляционной машины шпулями с изоляционной лентой и т.п., что в конечном итоге характеризует производительность ремонтной колонны. Расчет передвижения колонны производится по формуле:
С учетом размеров троллейной подвески 1,0 м и очистной (изоляционной) машины 2,0 м фактический ход этих машин не может быть более 2,2 м. Соответственно и одноразовый ход ремонтной колонны до следующей технологической остановки составит такую же величину.
Анализ данных таблицы 1.2 показывает, что заложенные в ней параметры приближены к фактическому исполнению, но строгое требование симметричности при проведении ремонта остается. Кроме того, согласно [55] ремонт нефтепроводов диаметрами 720…1220 мм проводится без подъема, а с подкопом и поддержанием трубопровода грузоподъемными механизмами. Поддержание подкопанного участка нефтепровода рекомендуется выполнять трубоукладчиками, опорами-крепями или пневмоподъемниками. Параметры определяются согласно [55].
Характеристика методик расчета НДС при капитальном ремонте газопроводов В 60 – 70-ых годах прошлого века возникла необходимость в проведении капитального ремонта газопроводов диаметрами Ду 200….700 мм, построенных в 40 - 50-ых годах. Ввиду высокой опасности работы с природным газом под высоким давлением капитальный ремонт проводится с остановкой транспорта газа. Это положение сохраняется до настоящего времени. И в качестве основной технологической схемы ремонта, включая расчеты НДС, в тот период приняты способы, аналогичные применяемым при строительстве трубопроводов. Принята схема капитального ремонта со вскрытием и переносом на бровку траншеи. Поэтому была использована расчетная схема, применяемая при строительстве трубопроводов (нефтепроводов, газопроводов). Специальные методики расчета НДС, учитывающие наличие продукта, например такие, как у нефтепроводчиков, не применялись. Газопроводы больших диаметров были построены в 70 - 80-ых годах ХХ века, и потребность в их ремонте проявилась к 2000 годам. В качестве нормативной базы для программы переизоляции были разработаны «Правила…» [69]. В этом документе проявились подходы, заимствованные у нефтепроводчиков, применительно к трубопроводам больших диаметров. Поэтому была рекомендована технологическая схема ремонта с сохранением положения (с подкопом). В Правилах капитального ремонта магистральных нефтепроводов [55] применительно к большим диаметрам (720…1420 мм) рекомендована вышеуказанная схема с подкопом.
С целью повышения надежности ЛЧ МГ в ОАО «Газпром» была разработана и внедрена Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на 2004 - 2010 и 2011- 2016 годы [11]. Нормативной базой к указанной Программе явились «Правила…» [69]. Согласно [69] предусмотрены следующие методы производства ремонтных работ: I метод – ремонт газопровода методом сплошной переизоляции. Может осуществляться в траншее (рисунок 1.5) или с подъемом на берму траншеи (рисунок 1.6); II метод – замена участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем старого, который производится, как правило, с предварительной параллельной прокладкой нового участка; III метод – выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным диагностики. Ремонт газопровода по I методу осуществляется в следующей технологической последовательности: – уточнение оси газопровода; – снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка трассы в зоне действия ремонтно-строительного потока; – вскрытие газопровода; – удаление старой изоляции с поверхности участка газопровода; – отбраковка труб (определение мест расположения, типа и параметров дефектов труб и сварных соединений) и, при необходимости, их ремонт или замена; – подготовка поверхности участка газопровода перед нанесением нового изоляционного покрытия; – нанесение грунтовки; – нанесение нового изоляционного покрытия; – укладка газопровода на дно траншеи, балластировка газопровода (при необходимости). Технология производства засыпки отремонтированного газопровода: – восстановление средств ЭХЗ (КИП, анодные заземления и т.д.) и знаков закрепления трассы; – техническая рекультивация плодородного слоя почвы. Строительные работы по II методу аналогичны технологии строительства нового газопровода. Ремонт газопровода по III методу выполняется в соответствии с [69]. Действующие «Правила…» [69] применительно к технологии переизоляции газопроводов предписывают использовать две технологические схемы: № 1 - в траншее с подкопом и поддержанием трубоукладчиками, укладкой на инвентарные опоры (рисунок 1.5); № 2 - с подъемом на берму траншеи и укладкой на инвентарные опоры (рисунок 1.6). Других способов капитального ремонта магистральных газопроводов не рекомендовано.
Сравнительный анализ трудоемкости земляных работ, проводимых по существующим и предлагаемой технологическим схемам
Схема № 1 рекомендована, главным образом для газопроводов больших диаметров [69], так как на их НДС высота подъема оказывает наибольшее влияние. Поэтому, согласно [69], начиная с Ду 500 мм и ниже, целесообразнее использовать схему № 2 с укладкой на берму траншеи.
Характеризуя схему № 3, отметим, что она применима и для больших, и для малых диаметров. Исключением для использования схемы № 3 является высокий уровень воды в траншее, затрудняющий ревизию тела трубы. Таким образом, предпочтительной к использованию независимо от диаметра является схема № 3, а для участков с высоким уровнем грунтовых вод – схема № 2. Сроки ремонта Сроки, отведенные на проведение работ, влияют на выбор технологической схемы. Однако при любых вариантах следует выбирать наиболее производительный способ ремонта. Время года (летнее, зимнее) Летнее время, с точки зрения НДС,на технологию ремонта не влияет. Некоторые сложности возникают при очистке трубопровода от старой изоляции из-за высокой температуры воздуха и, как следствие, размягчения праймера. В зимнее время при превышении расчетных напряжений стенки трубы может возникнуть эффект хладноломкости трубной стали. На способ ремонта трубопроводов с подъемом в траншее с учетом отрицательной температуры воздуха в зимнее время получен патент [38]. Технические средства общего применения
Наличие определенных проектом количества и мощности общестроительных машин и механизмов обязательно для любого вида ремонта трубопроводов, поэтому их необходимо предусматривать в любой из схем. При этом технические возможности трубоукладчиков должны обеспечить грузоподъемность в соответствии с диаметром ремонтируемого газопровода.
Наличие очистной, изоляционной машин обязательно для всех схем, так же как в зимнее время обязательно устройство для подогрева трубы (иначе невозможно обеспечить качество изоляционного покрытия). Наличие подкапывающей машины и машины для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод необходимо только для схемы № 1. В других случаях они не применяются. Кроме того, подкапывающая машина может быть преимущественно использована на грунтах 1, 2 категорий, а в траншее с высоким уровнем грунтовых вод и на грунтах 3, 4, 5 (известняк) категорий не применима.
С точки зрения НДС, техническое состояние стенки трубы может накладывать ограничение на операции подъема и предварительной очистки (под ревизию). При нанесении нового изоляционного покрытия состояние стенки трубы должно соответствовать требованию отраслевых нормативов. При современном развитии внутритрубной диагностики техническое состояние трубопровода практически известно еще до его ремонта, и именно по этим данным определяется необходимость проведения его ремонта [61].
Уровень грунтовых вод серьезно влияет на выбор технологической схемы ремонта. Если грунтовые воды заливают трубопровод, невозможно обеспечить его визуально-приборную инспекцию. В летнее время при высоком уровне грунтовых вод рекомендуется подъем газопровода на берму для обеспечения возможности его обследования (схема № 2). В зимнее время эта операция может проводиться в траншее. В то же время при глубоком залегании трубопровода, во избежание гофрообразования, из-за высокого уровня изгибных напряжений производится разрезка трубной плети. Из опыта переизоляции ООО «Газпром трансгаз Уфа» (далее - Общество), количество газопроводов, проложенных на участках с высоким уровнем грунтовых вод, в среднем не превышает 10 % от общей протяженности (п. 2.2.2). Ремонт переходов газопроводов через малые водные преграды, как правило, проводится по специальной технологии (замена всего участка).
Технология переизоляции на склонах и дне оврагов имеет свою специфику, в ряде случаев возникает необходимость технологической разрезки [45].
Вид грунта, особенно «твердые» (известняк и т.п.), может быть сдерживающим фактором. В подобных случаях при вскрышных работах возможно применение взрывной технологии, отбойных молотков, оснащенных компрессором. Для схем № 2 и № 3 объем грунта отличается незначительно, схема № 1 как в твердых, так и в мерзлых и «мокрых» грунтах практически не применима (параграф 1.3).
ВИК и приборный контроль – это те операции, которые должны обеспечить качество ремонтных работ. С точки зрения удобства инспекции технического состояния более предпочтительной является схема № 2, менее – схема № 3, так как нужно спускаться в траншею. Наихудшим вариантом является схема № 1, когда дефектоскопистам необходимо не только спускаться в траншею, но и «подлезать» под трубу ниже уровня дна траншеи, перемещаться вдоль газопровода по насыпному грунту.
Другие факторы можно принять одинаковыми. - НДС обеспечивается в пределах требований [69] – 0,5sт (глава 3). Даже в форс-мажорных обстоятельствах значения напряжений не превышают 0,45sт; - качество работ по ВИК и приборному контролю соответствует требуемому уровню; удобство обследования на уровне схемы № 2; - производительность ремонта выше, чем в схеме № 1, за счет снижения объемов земляных работ при вскрытии и засыпке (согласно сметам, более чем в 2 раза, параграф 2.3). По сравнению со схемой № 2 продуктивность выше на 3 % за счет уменьшения количества операций подъема-опуска, перемещения плети в плане, работы без разрезки. С учетом наличия участков газопроводов с высоким уровнем грунтовых вод в траншее (около 10 % от общего объема) капитальный ремонт необходимо проводить на бровке траншеи по схеме № 2 (параграф 1.3). Технологическая схема № 3 заимствована из параллельной отрасли [55], в которой она применяется при переизоляции магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта [22 - 24, 55], но для диаметров 720 мм. Для нефтепроводов диаметрами более 720 мм применяется схема с подкопом, аналогичная схеме № 1 [69]. Ограничения по диаметру введены из-за высоких изгибных напряжений, возникающих в процессе подъема трубной плети и перемещения ремонтной колонны. Таким образом, для газопроводов диаметрами 820, 1020, 1220 и 1420 мм требуются исследования НДС, по которым и введены ограничения в [55]. Для проведения исследований НДС [92, 93] в качестве инструмента разработана методика расчета, основанная на решении нелинейных уравнений в программе MathCAD@. Условия работы и НДС газопроводов при переизоляции существенно отличаются от НДС нефтепроводов при их ремонте.
Исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка
Максимальные изгибные напряжения составили 67 МПа, или 67/470 = 0,142 %, где 470 МПа - предел текучести трубной стали, то есть возможные изгибные напряжения не превышают 0,15 sт, что значительно ниже ограничивающих sи 0,5sт [69]. НДС трубопроводов меньшего диаметра не исследовалось, так как их изгибные напряжения заведомо ниже по сравнению с газопроводом Ду 1400 мм.
Расчетные усилия подъема составили 17…18 тс. Однако при максимальном вылете стрелы трубоукладчика (5,5 м) усилия его подъема не могут превышать 5…8 тс (параграф 1.4), т.е. подтверждается, что применение штатных трубоукладчиков не представляется возможным. Поэтому применительно к технологии ремонта с подкопом были разработаны грузоподъемные механизмы, наибольшее распространение из которых получила стрела-опора (рисунок 2.8), которая работает в комплекте с трубоукладчиком. Работа системы «трубоукладчик + стрела-опора» осуществляется циклически, участок попеременно опирается на три или две опоры, производительность ремонтной колонны снижается, так как трубоукладчики вынуждены «обслуживать» стрелу-опору – снимать из-под нагрузки, перемещать и снова ставить под нагрузку.
На приведенных эпюрах показаны: схема на рисунке 2.11 – положение, когда трубопровод приподнят над лежкой; схема на рисунке 2.12 – когда трубопровод начинает опираться на лежки. В этот момент нагрузка на лежку составляет 166,8 кН, или 17 тс. В штатном режиме при расстоянии между лежками 20 м нагрузка составляет 13 тс. Необходимо отметить особенность работы со стрелой-опорой, в которой усилие подъема и высота регулируются системой полиспастов, а приводом к ним является тросовая система трубоукладчика. При этом высота подъема определяется визуально и зависит от опыта оператора. Эта особенность не гарантирует расчетных величин подъема плети, а значит и влияет на его НДС.
Проведен системный анализ и установлены границы применимости рекомендуемых нормативами двух технологических схем капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия (переизоляции) газопроводов больших диаметров: – способ с подкопом. Неприменимость в скальных и «мокрых» грунтах, высокая трудоемкость земляных работ, невозможность использования штатных трубоукладчиков; – способ с подъемом на берму траншеи. Ограниченность применения метода ремонта из-за двойного количества подъемных операций, высокого уровня изгибных напряжений при подъеме из глубокой траншеи, приводящих к гофрообразованию (разрушению трубы) и, как следствие, технологической разрезке трубной плети. Данный способ преимущественно применим к газопроводам диаметрами до 720 мм, а также на участках с высоким уровнем грунтовых вод. 2. Предложена технология переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее, когда обследование и ремонтные работы проводятся комплексно. Данный способ совмещает преимущества обеих нормативных схем, но при этом объемы земляных работ относительно базовой технологии с подкопом снижаются более чем в 2 раза. 3. Разработана методика расчета НДС применительно ко всем трем технологическим схемам капитального ремонта, в соответствии с которой проводятся расчеты при: – симметричной и несимметричной схемах подъема (с любым количеством трубоукладчиков); – различной или одинаковой высоте подъема; – разных расстояниях между трубоукладчиками, ремонтными машинами; – различных уклонах ремонтируемого участка; – одинаковых или различных величинах подъемного усилия и веса ремонтных машин; – одинаковых или различных величинах изгибных напряжений на крюках трубоукладчиков; – совмещении подъема и смещения плети в «плане» и т.п. 4. Расчеты НДС участков МГ по схеме № 1 (ремонт в траншее с подкопом) показали, что изгибные напряжения не превышают 0,15 sт, что значительно ниже ограничивающих нормативами sи 0,5sт, а усилия штатных трубоукладчиков грузоподъемностью 40 тс не обеспечивают поддержание плети. Поэтому применительно к этой технологии на базе трубоукладчика было разработано устройство - стрела-опора. Разработанная методика расчета НДС носит универсальный характер, что позволяет проводить исследования применительно к любой технологической схеме ремонта трубопроводов. Однако в настоящей работе основные исследования проводятся применительно к газопроводам больших диаметров с подъемом в траншее. К трубопроводам больших диаметров относятся трубопроводы диаметрами 1420, 1220, 1020, 820 мм [55, 69], а нефтепроводы диаметром 720 мм согласно [55] также могут ремонтироваться с подкопом. Технологическая схема № 2 (параграф 2.1) рекомендуется к использованию на участках с высоким уровнем грунтовых вод. С точки зрения расчета НДС представляют интерес следующие операции технологической схемы № 2: - подъем трубной плети из траншеи, очистка от изоляции, перенос и укладка на лежки (смещение в «плане»), находящиеся на берме траншеи; - подъем трубной плети с бермы траншеи, перенос в траншею (смещение в «плане»), финишная очистка, нанесение нового изоляционного покрытия и укладка на дно траншеи.
Сравнение экспериментальных данных с расчетными результатами
Проведенные исследования показывают, что изменение высотного положения одного из трубоукладчиков вызывает мгновенные скачки подъемного усилия и изгибных напряжений. Затем система выравнивается, то есть происходит саморегулирование. Мгновенные скачки напряжений изгиба возникают при перемещении крюка на среднем трубоукладчике и не превышают 230 МПа, то есть не превышают допустимого уровня согласно [69].
С помощью разработанной методики расчета НДС проведены исследования НДС участка газопровода, ремонтируемого с подъемом на берму траншеи (для участков с высоким уровнем грунтовых вод), которые показали, что этот способ имеет ограниченное применение по диаметрам и высоте подъема (из-за глубины траншеи). Кроме того, для работы по этой схеме могут применяться только трубоукладчики грузоподъемностью не ниже 40 тс, стрелы-опоры и другие подъемные средства не применимы. 2. Применительно к способу ремонта с подъемом на берму траншеи установлено следующее: – ограничения по величине подъемной силы для трубопроводов диаметрами до 1220 мм практически отсутствуют; – с точки зрения НДС, ограничения имеют место для ряда диаметров (720, 820, 1020, 1220, 1420 мм), и во избежание гофрообразования (разрушения трубопровода) этот способ применяется преимущественно с разрезкой. 3. Применительно к предлагаемой схеме переизоляции с подъемом в траншее (схема № 3) для ряда диаметров (720, 820, 1020, 1220, 1420 мм) доказана возможность ремонта по этой технологии с использованием современных технических средств (трубоукладчиков). Для обоснования схемы проведены исследования НДС и подъемного усилия и получены следующие основные результаты: для операций подъема в траншее, предварительной очистки с укладкой на лежки обоснована оптимальная технологическая высота подъема 0,9…1,0 м (средний трубоукладчик) и необходимое число трубоукладчиков - три; для операций подъема в траншее, финишной очистки и нанесения нового изоляционного покрытия применительно к наиболее сложному варианту (диаметр 1420 мм) обоснованы: - высота подъема крайними трубоукладчиками - 0,9…1,0 м; - оптимальное количество трубоукладчиков (5) исходя из их усилий подъема при приемлемых изгибных напряжениях около 150 МПа (0,3 sи); - шаг ремонтной колонны 7…8 м (технологический цикл, связанный с установкой новой шпули с изоляционной лентой); - оптимальное расстояние между трубоукладчиками (около 15,0 м) исходя из технических характеристик современных трубоукладчиков при приемлемых изгибных напряжениях около 150 МПа (0,3 sи). 4. Применительно к наиболее сложному варианту (диаметр 1420 мм) проведены исследования по влиянию на НДС: - уклона на ремонтируемом участке. Установлено, что уклон существенного влияния на значения изгибных напряжений и усилий подъема не оказывает ( 0,1 %); - троллейной подвески с 4-мя рядами опор. Выявлено, что подвеска оказывает несущественное влияние на распределение усилий подъема. Однако для практических расчетов этим можно пренебречь, так как принципиального отличия от сосредоточенной нагрузки данные расчетные значения не имеют. 5. Проведены исследования влияния отклонений параметров ремонта (форс-мажорные обстоятельств) от технологической схемы с подъемом в траншее. Установлено, что - перемещения изоляционной машины по трубе влияют на изгибные напряжения незначительно, усилия подъема изменяются в пределах 2,5 %; - отказ одного из 5-ти трубоукладчиков в ремонтной колонне вызывает мгновенное увеличение усилий подъема (более чем в два раза) и незначительное (до 20 %) увеличение изгибных напряжений sи на соседних трубоукладчиках. Затем происходят перераспределение усилий, изгибных напряжений и возврат к практически исходным параметрам; - временный подъем одного из трубоукладчиков вверх при наезде на препятствие приводит к мгновенному увеличению усилий подъема (более чем в два раза) и изгибных напряжений sи (до 20 %) на этом трубоукладчике, снижению нагрузки и напряжений на соседних. Затем происходят стабилизация системы и возврат к исходному положению; - мгновенные увеличения изгибных напряжений sи в форс-мажорных обстоятельствах не превышают 0,45sт, что ниже нормативного ограничения 0,5sт. 6. В соответствии с проведенными исследованиями установлено, что при применении в процессе переизоляции газопроводов технологической схемы с подъемом в траншее гарантированно обеспечивается уровень изгибных напряжений в пределах требований нормативов (до 0,45sт), а также возможность проведения этих работ имеющейся ремонтной техникой (трубоукладчиками грузоподъемностью 40 тс). Доказано, что в соответствии с принятой схемой ремонта система «бесконечная трубная плеть – трубоукладчики» саморегулирующаяся (в т.ч. в форс-мажорных обстоятельствах), что исключает ее разрушение или повреждение.
Похожие диссертации на Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее
