Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор основных процессов максимального нагружения газопровода в процессе капитального ремонта 9
1.1 Обзор основных исследований по технологиям монтажно-укладочных работ при капитальном ремонте и строительстве линейной части магистральных газопроводов 9
1.2 Основные риски при выполнении работ по ликвидации технологических разрывов в процессе капитального ремонта газопроводов 13
1.3 Технологические особенности капитального ремонта участков линейной части газопроводов с пониженной несущей способностью 16
1.4. Анализ существующих подходов и нормативных положений по ликвидации технологических разрывов при капитальном ремонте магистральных газопроводов 18
Глава 2. Методический подход и обоснование выбора критериев оптимизации технологических схем ремонтно-монтажных работ при капитальном ремонте газопроводов 21
2.1. Анализ и выбор критериев оптимизации технологических схем производства ремонтно-монтажных работ 21
2.2. Методы математического моделирования процессов производства ремонтно-монтажных работ при капитальном ремонте газопроводов 24
2.2.1 Построение численного метода решения задач оптимизации параметров технологических схем производства монтажно-укладочных работ при капитальном ремонте газопроводов 25
Глава 3. Исследование параметров схем ликвидации технологических разрывов при капитальном ремонте газопроводов 34
3.1. Основные схемы производства работ при ликвидации технологических разрывов в процессе капитального ремонта газопроводов 34
3.2. Исследование схем подъема газопровода при ликвидации технологических разрывов методом вставки «катушки» 36
3.2.1 Другие возможные схемы подъема газопровода при ликвидации технологических разрывов методом вставки «катушки» 48
3.3. Исследование закономерностей параметров технологических схем ликвидации технологических разрывов методом устройства захлеста 51
Глава 4. Исследование технологических параметров схем укладки участков газопроводов, прилегающих к технологическим разрывам 72
4.1. Оптимизация параметров схем подъема газопровода при производстве ремонтно-монтажных работ 72
4.2. Возможности минимизации усилий на трубоукладчики при выполнении укладочных работ 96
Глава 5. Внедрение результатов исследований 112
Основные выводы 114
Список литературы
- Основные риски при выполнении работ по ликвидации технологических разрывов в процессе капитального ремонта газопроводов
- Методы математического моделирования процессов производства ремонтно-монтажных работ при капитальном ремонте газопроводов
- Исследование схем подъема газопровода при ликвидации технологических разрывов методом вставки «катушки»
- Возможности минимизации усилий на трубоукладчики при выполнении укладочных работ
Основные риски при выполнении работ по ликвидации технологических разрывов в процессе капитального ремонта газопроводов
Задачи разработки эффективных технологических и организационных решений при строительстве и капитальном ремонте газопроводов рассматривались и решались рядом ученых, внесших большой вклад в развитие науки в этом направлении: Е.А. Аникин, Р.М. Аскаров, Л.А. Бабин, В.Л. Березин, П.П. Бородавкин, Л.И. Быков, Г.Г. Васильев, И.И. Велиюлин, Е.М. Вышемирский, Р.С. Гаспарянц, А.Г. Гумеров, В.Н. Комарица, А.М. Короленок, П.В. Крылов, А.С. Лопатин, А.Д. Решетников, С.И. Сенцов, Ю.И. Спектор, Л.Г. Телегин, Р.Р. Усманов, Н.Х. Халлыев, В.В. Харионовский и другие.
Большая часть исследований по оценке напряжено-деформированного состояния трубопроводов при строительстве и ремонте была выполнена в Московском институте нефтехимической и газовой промышленности (ныне – РГУ нефти и газа им. Губкина) [3,4,5], учеными научных и учебных организаций города Уфы [6,7,8], ВНИИСТа [9,10,11,12] и ВНИИГАЗа [15,16].
В исследованиях Е.А. Аникина рассматривались задачи расчета технологических схем подъема и укладки трубопровода при производстве изоляционно-укладочных работ [17,18,19]. В этих работах в качестве критерия оптимизации использовался минимальный изгибающий момент в точках подъема газопровода. Была обоснована эффективность использования для несимметричной схемы подъема и укладки трубопровода 3-х точек подвеса с учетом выполнения условия равенства изгибающих моментов в опорных точках и наиболее нагруженном пролете. Рассмотрены схемы выполнения изоляционно-укладочных работ совмещенным и раздельным способами с применением трубоукладчиков и групп трубоукладчиков.
В настоящее время такой подход требует существенного пересмотра в связи с многообразием технологических задач, которые приходится решать при строительстве и ремонте трубопроводных систем в настоящее время. Так, например, при выполнении ремонтных работ зачастую используется 7 и более трубоукладчиков. Кроме того, применение на новых стройках труб на повышенное давление с увеличенной толщиной стенки также предопределяет использование при производстве монтажно-укладочных работ большого количества техники, в связи с чем возникает необходимость новой постановки задач и разработки новых методов расчета.
При ремонте протяженных участков магистральных газопроводов методами переизоляции и замены труб, а также выборочных ремонтах, возникает необходимость выполнения больших объемов работ по ликвидации технологических разрывов, оптимальные технологические схемы для выполнения которых до настоящего времени не разработаны.
В работах Е.А. Аникина [17,18,19] дана оценка напряженно-деформированного состояния газопровода с учетом его изгиба при укладке не только в вертикальной, но и в горизонтальной плоскости. Показана возможность использования для расчетов принципа суперпозиции.
В работах Р.Р. Усманова [20,21,22] рассмотрены задачи обоснования способа ремонта и разработки технологии ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее. Исследованы различные схемы подъема газопровода в траншее по расчетной схеме в виде статически неопределимой балки с заделками по концам. Рассмотрены влияния отклонений от основной схемы ремонта на напряженно-деформированное состояние участка газопровода. Исследования Р.Р. Усманова посвящены разработке технологии изоляционно-укладочных работ в траншее, применяемой при ремонте газопроводов в ООО «Газпром трансгаз Уфа» и некоторых других газотранспортных обществах. В разработанных «Временных требованиях к организации сварочно монтажных работ, применяемым технологиям сварки, неразрушающему контролю качества сварных соединений и оснащенности подрядных организаций при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [23] приведены общие принципы организации работ по ликвидации технологических разрывов.
Причем, если первая и вторая схемы организации работ, предусматривающие возможность свободного перемещения одного или двух концов стыкуемых при ликвидации технологических разрывов участков, вполне реализуемы, то третья схема (с двумя защемленными концами) может быть принята с существенными допущениями. Но ни в этом, ни в других нормативно технических документах не приводятся расчетно обоснованные параметры технологических схем ликвидации технологических разрывов, обеспечивающие качественное и эффективное выполнение этих работ.
В исследованиях В.Н. Комарицы [24] рассмотрены особенности расчета технологических схем укладки трубопроводов из обетонированных труб. Дана качественная оценка влияния температуры замыкания стыков на напряжения при монтаже захлестов. Данным автором проведены исследования зависимостей технологических параметров некоторых схем укладки трубопроводов с применением методов математической статистики.
В диссертации П.В. Крылова [25] «Разработка методов усовершенствования поточного производства капитального ремонта магистральных газопроводов» предложены методики: синхронизации производства работ по капитальному ремонту, критериальной оценки эффективности организации ремонтных работ, оценки качества производства работ.
Основные технические средства для комплексной механизации ремонта линейной части магистральных газопроводов методом переизоляции достаточно подробно рассмотрены учеными отраслевых организаций ОАО «Газпром» и производителей специализированного оборудования [14,26]. Анализ факторов, действующих на трубопровод в процессе монтажно-укладочных работ, и экспресс-метод определения напряжений изгиба трубопровода при подъеме рассмотрены в работе Е.А. Аникина [27]. Основные принципы расчета трубопроводов на прочность и устойчивость были заложены Айнбиндером А.Б. в своих исследованиях [28,29,30].
Методы математического моделирования процессов производства ремонтно-монтажных работ при капитальном ремонте газопроводов
Последнее, что осталось рассмотреть, - это необходимость наличия протяженного приямка. С производственной точки зрения наличие приямков необходимо для обеспечения работы трубоукладчиков, однако не совсем очевидно, нужно ли его делать протяженным или достаточно лишь сделать приямки в местах работы трубоукладчиков. Для гарантированного доступа трубоукладчиков к трубопроводу (для определенной страховки) протяженный приямок желателен. Однако, его наличие не обосновано в силу увеличения стоимости работ за счет большего объема земляных работ. Таким образом, рекомендуется делать приямки только в местах работы трубоукладчиков, обязательно при этом строго контролируя их положение. Полная схема производства работ по ликвидации технологического разрыва методом вставки катушки приведена в Приложении 1.
Теоретически возможной является такая схема производства работ по ликвидации технологических разрывов, которая предусматривает опускание трубопровода ниже уровня его залегания. Трубоукладчики при этом держат трубопровод на уровне дна траншеи. Схематично технологическая схема представлена на рисунке 18: Ил кк1 w А К А т h h чХ\ Ч \ \1V Рисунок 18 - Технологическая схема альтернативного способа ликвидации технологического разрыва Очевидно, что при такой схеме наличие ранее обсуждаемого удлиненного приямка необходимо. Обозначения на рисунке почти такие же, как в разделе 3.2, немного другой смысл только у переменных .
Схема, в которой трубоукладчики держат трубопровод на уровне дна траншеи, может рассчитываться только в размерных параметрах (так как никакой разницы высот нет). Система уравнений выглядит следующим образом:
Система имеет 5 уравнений и 6 неизвестных. Как и в ранее рассмотренных системах, меньшее значение расстояния от второго трубоукладчика до конца плети дает меньшее напряжение, действующее на трубопровод. Однако, в данном случае, в рамках условий системы, чрезмерно малое значение рассматриваемой длины дает не совсем корректное с точки зрения производства решение (для при 1 2 получается равным всего 11 метрам - слишком малое расстояние для размещения трубоукладчиков). Для из практических соображений выбранный диапазон решений выглядит следующим образом: 2
Максимальное напряжение, действующее на трубопровод при применении такой схемы составляет всего 12 18 МПа. Эпюра напряжений и положение трубопровода выглядят следующим образом (рисунки 19 и 20): Рисунок 19 – Эпюра напряжений 0.05 0.04 0.03 2 0.02 0.01 1E-17 -0.01 -ле l (м) Рисунок 20 – Положение трубопровода Таким образом, схема обеспечивает нулевой угол в точке стыковки плетей трубопровода, и напряжения, действующие на трубопровод, являются небольшими. Нагрузки на трубоукладчики в данном случае даже меньше, чем в схеме, рассчитанной в разделе 3.2. Недостатком схемы является только обязательное наличие удлиненного приямка. В целом, схему можно применять при производстве работ. В полном виде схема производства работ приведена в Приложении 1.
Исследование закономерностей параметров технологических схем ликвидации технологических разрывов методом устройства захлеста
При производстве работ по ликвидации технологических разрывов методом захлеста свободную плеть, как правило, сначала поднимают над защемленной для того чтобы наметить место разреза. Далее, трубопровод опускают, и производится окончательная сварка плетей. Соответствующие схемы представлены на рисунках 21 и 22: Д1л
Расчет выполнен на основе двойного интегрирования кривой, описывающей упругий изгиб поднимаемого участка трубопровода. Граничные условия при этом следующие: 1) В случае первой схемы: равенство нулю изгибающего момента и угла поворота в крайних точках поднимаемого трубопровода, равенство внешнему диаметру трубопровода высоты подъема в месте стыковки плетей; 2) В случае второй схемы: равенство нулю изгибающего момента, угла поворота и высоты подъема в крайних точках поднимаемого трубопровода.
С помощью определения изгибающие моменты выражаются через параметры технологической схемы. Далее, с помощью двойного интегрирования дифференциального уравнения выводятся математические выражения, описывающие угол поворота и высоты подъема трубопровода. Кроме того, необходимо учесть, что трубопровод в обоих положениях находится в равновесии, таких образом сумма сил, действующих на него, равна нулю. Итого, имеем следующую систему, описывающую поведение трубопровода:
В этой системе неизвестных больше, чем уравнений. Кроме того, анализ решений этой системы показывает, что напряжения, соответствующие схемам ликвидации технологических разрывов по методу захлеста, существенно выше, чем при выполнении рассматриваемых работ методом вставки катушки. Поэтому, так как напряжение прямо пропорционально моменту, необходимо рассмотреть задачу минимизации действующих на трубопровод напряжений. Максимальные по модулю моменты – это моменты в точках подъема трубопровода. Моменты в этих точках выражаются через параметры технологических схем следующим образом:
Исследование схем подъема газопровода при ликвидации технологических разрывов методом вставки «катушки»
Ограничения на область решения задачи - это 2n+5 уравнений с 3n+2 неизвестными. Рассмотрим уравнения, описывающие модель. По аналогии с Главой 3 сделаем в них следующие замены переменных (4.30): Далее будем рассматривать систему уравнений, описывающую модель, относительно новых безразмерных переменных MRAXK,ht. Представляя параметры схемы подъема трубопровода в безразмерном виде с размерной составляющей, получаем в результате взаимозависимости, в которых размерные составляющие сокращаются. Уравнения и неравенства, описывающие модель, в таком случае будут иметь следующий вид: ж2
Переход к таким «безразмерным» параметрам позволит получить универсальные решения для трубопроводов любого диаметра с любой толщиной стенки, изготовленного из любого материала. Кроме того, при переходе к безразмерным параметрам, вместо значений модуля упругости (Е), момента инерции (7), удельного веса трубы (q), а также значений высот
Заметим, что уравнение X4=1/Q Дл Дв /4 можно исключить из системы, так как в нем есть переменная RB , нигде больше не использующаяся. Исключим это уравнение и перепишем задачу в стандартном виде: M
Имеем задачу условной оптимизации, допустимое множество которой задается 9-ю неравенствами и 7-ю равенствами. Далее, преобразуем задачу следующим образом: введем неотрицательные переменные ,i=1,..,9, с помощью которых избавимся от неравенств, каждое неравенство переписав в виде равенства .Затем, с помощью метода логарифмических барьеров преобразуем целевую функцию с учетом условия неотрицательности всех управляемых переменных. Окончательно, получаем следующую задачу оптимизации: 4 9
Задача имеет 22 управляемых переменных, ее допустимое множество задается 16-ю равенствами. Заметим, что целевая функция является выпуклой, а ограничения - нелинейными функциями.
Для реализации численного метода в качестве начальных данных нужно взять 2 отношения - — hT и — h4. Для газопровода диаметром 1220 мм, укладываемого на глубину 2.4 м эти отношения будут следующими:
Проанализируем полученное решение с физической точки зрения. Обращает на себя внимание близость к нулю . В смысле переменных исходной системы это означает примерное равенство всех рассматриваемых моментов друг другу. Можно также отметить, что все Кг получились одного порядка, то есть ни одна группа трубоукладчиков не будет перегруженной и ни от одной группы нельзя «отказаться».
Проиллюстрируем полученный результат, вернувшись к размерным параметрам. Для газопровода диаметром 1220 мм с толщиной стенки 14 мм, укладываемого в траншеи глубиной 2.4 метра решения в размерном виде выглядят следующим образом:
Полученное напряжение с запасом меньше предела текучести стали трубопроводов. Однако, как видно из приведенных решений, полученные расстояния между трубоукладчиками слишком велики, при такой расстановке крайне затруднительно синхронизировать их работу. Эту проблему можно решить, включив дополнительные ограничения в исходную модель и заново применив описанный метод численной оптимизации.
Для получения практически значимого решения поставленной задачи в модель добавлены следующие ограничения: Из-за дополнительных ограничений напряжение получилось большим, чем в предыдущем случае. Однако, оно по-прежнему с запасом меньше предела текучести, а расстояния между трубоукладчиками при этом являются не очень большими.
Возможности минимизации усилий на трубоукладчики при выполнении укладочных работ В рамках построенной в предыдущем разделе математической модели можно выделить иной по сравнению с прошлым случаем критерий оптимизации. С учетом тенденции к увеличению внешнего диаметра новых газопроводов актуальной является задача снижения усилий на трубоукладчики при выполнении укладочных работ. При этом, обязательным является ограничения максимального момента сверху некой разумной величиной (для обеспечения с запасом меньшего уровня предела текучести уровня напряжений).
В такой постановке система ограничений остается прежней. Меняется же целевая функция: вместо изгибающего момента имеет место сумма усилий трубоукладчиков. Полностью математическая постановка такой задачи имеет следующий вид:
Возможности минимизации усилий на трубоукладчики при выполнении укладочных работ
Начальное решение в поставленной задаче - это вектор из 24-ех элементов, с которого начнется итерационный процесс поиска оптимального решения задачи в соответствии с описанным ранее численным методом. Ранее в настоящей работе обсуждалось, что для гарантии сходимости, начальное решение должно быть допустимым (то есть удовлетворять ограничениям приведенной выше системы). Однако, метод может сойтись и в том случае, если начальное решение не является допустимым. В настоящем разделе приведен как раз такой пример.
В первых семи координатах имеется достаточно большая невязка, но, как уже раньше обсуждалось, главное, что значения с 8-ого по 19-ого (то есть те, что соответствуют неравенствам в исходной системе) неотрицательны. Имеются все данные для применения численного метода. Проиллюстрируем ход процесса с помощью таблиц. Для стартового значения логарифмического барьера (t=1) траектория решения имеет следующий вид (таблица 8): Проанализируем полученное решение с физической точки зрения. Обращает на себя внимание нулевое значение переменной К 4. Это означает, что оптимальный с точки зрения энергосбережения подъем трубопровода должен осуществляться в трех точках. Можно также отметить близость к нулю . В смысле переменных исходной системы это означает равенство изгибающих моментов во всех трех точках подъема друг другу. Проиллюстрируем полученное решение, вернувшись к размерным переменным. Для газопровода внешним диаметром 1420 мм с толщиной стенки 16.5 мм ранее были посчитаны следующие величины: —
Кроме того, предполагалось, что глубина траншеи равна 2.4 метрам, а высота подъема в первой точке - 2.8 метров над уровнем дна траншеи. Тогда оптимальные параметры технологической рассчитываются следующим образом: Изгибные напряжения, действующие на трубопровод, в соответствии с введенными в модель ограничениями не превышают 235 МПа. Полученное решение может позволить значительно сэкономить количество применяемой техники при производстве работ по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов. Рассчитанная схема в подробном виде приведена в Приложении 1.
Чрезвычайно важным является снижение нагрузок на газопровод на участках, прилегающих к технологическим переходам, после их укладки.
Поперечные нагрузки в процессе и после засыпки газопровода могут привести к дополнительным напряжениям и пластическим деформациям металла труб, а следовательно и к образованию дефектов. В связи с этим выполнена оценка предельно допустимых значений овальности труб по условию недопустимости пластических деформаций.
Исследования показали, что предельные значения овальности для газопроводов Единой системы газоснабжения, не находящихся под действием внутреннего давления, лежат в диапазоне от 4,94% до 12,68%.
Внедрение результатов исследований Опытно-экспериментальная проверка результатов диссертационной работы была проведена на газопроводе КГМО II (на участке КС Ногинск – КС Воскресенск), км 73 – км 87, диаметром 1220 мм. Работы проводились при ликвидации технологического разрыва.
По результатам сопоставительного анализа данных таблицы 12 следует отметить, что отклонения экспериментальных данных от расчетных составляют от 2% до 6%, что вполне допустимо для технологических задач такого типа.
Практическое внедрение результатов диссертации проводилось при капитальном ремонте участков газопроводов в ООО «Газпром трансгаз Саратов» и в ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»; в частности, при капитальном ремонте участков газопроводов Уренгой-Петровск-Новопсков, Средняя Азия – Центр и Торжок-Минск-Ивацевичи-3.
Для производства работ по ликвидации технологических разрывов на данном участке газопровода была разработана технологическая карта (приложение 2). Перечень машин и механизмов, используемых для выполнения работ, приведен в таблице 15.
Применение разработанных в диссертации технологических решений позволило определить и оптимально разместить технические средства при производстве работ по ликвидации технологических разрывов на указанном участке и обеспечить эффективное и качественное их выполнение. 1. Разработана универсальная методика расчета технологических параметров схем производства монтажно-укладочных работ на участках технологических разрывов и прилегающих участках при капитальном ремонте газопроводов. 2. В диссертации рассмотрен и решен комплекс задач, с применением разработанного для их решения специального численного метода, по расчету оптимальных параметров технологических схем по ликвидации технологических разрывов и укладке прилегающих к ним участков газопроводов в процессе капитального ремонта, что позволяет существенно повысить эффективность расчетно-методических подходов к решению производственных задач. 3. Обоснованы и разработаны оптимальные методы производства работ по ликвидации технологических разрывов магистральных газопроводов при капитальном ремонте и укладке газопроводов с пониженной несущей способностью, которые позволили обеспечить снижение нагрузок на газопровод в процессе производства работ и повысить надежность отремонтированных участков системы. 4. Разработанные технологические методы внедрены при капитальном ремонте участков газопроводов в ООО «Газпром трансгаз Саратов» и ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» и обеспечили повышение эффективности и качества производства работ на этих участках.
