Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Задачи надежности магистральных трубопроводов 14
1.1. Надежность как свойство конструкции 14
1.2. Возможные дефекты в трубопроводах 21
1.3. Основные понятия теории надежности 30
Глава II. Разработка алгоритмов и пакета прикладных программ моделирования процессов в конструкциях трубопроводов 40
2.1. Выбор основного численного метода математического моделирования 40
2.2. Основные принципы и разработка пакетов прикладных программ 43
2.3. Разработка информационной системы классификации, сбора и хранения информации об отказах 79
Глава III. Разработка методик для исследования механической надежности трубопровода 88
3.1. Предельные состояния трубопровода. Основные исходные данные для оценок надежности 88
3.2. Вероятностные характеристики несущей способности трубопроводов 99
3.3. Оценка механической надежности на основе решения детерминированной прочностной задачи 105
3.4. Экспериментальное исследование коррозионных процессов для трубной стали 17Г1С 123
3.5 Учет дефектов трубопровода при оценках прочности и надежности 131
3.6. Разработка стохастического метода конечных элементов 141
Глава IV. Исследование конструктивных решений для трубопроводов, эксплуатируемых в водной среде. Нормирование показателей надежности и испытания на ресурс 148
4.1. Применение регрессионных статистических моделей и метода конечных элементов для задач надежности 148
4.2. Трубопроводы из полимерных и композиционных материалов 157
4.3. Нормирование параметров механической надежности линейной части магистрального трубопровода 173
4.4. Испытания трубопроводов как основной метод контроля надежности 185
Глава V. Оценка работоспособности трубопроводов, эксплуатируемых в сложных условиях 198
5.1. Морские трубопроводы 198
5.2. Трубопроводы в болотах, на слабонесущих и мерзлых грунтах 224
5.3. Подводные переходы 231
Выводы 236
Литература 239
- Возможные дефекты в трубопроводах
- Оценка механической надежности на основе решения детерминированной прочностной задачи
- Трубопроводы из полимерных и композиционных материалов
- Трубопроводы в болотах, на слабонесущих и мерзлых грунтах
Возможные дефекты в трубопроводах
Изучение отказов линейной части магистральных трубопроводов позволяет распределить их причины следующим образом. Заводские дефекты труб, включая дефекты заводских сварных швов; дефекты сварных соединений труб, выполняемых на сварочно-монтажных базах и в трассовых условиях; повреждения труб при их транспортировке и монтаже; повреждение трубопроводов сельскохозяйственными машинами; перенапряжение труб, обусловленное различного рода отклонениями; перенапряжение труб в результате воздействия на них неучтенных нагрузок; коррозия; нарушение правильного режима эксплуатации; прочие причины /5, II.
Заводские дефекты труб: металлургические дефекты (слоистость стенок труб, закаты, неметаллические включения, плены); использование сталей с пониженными характеристиками прочности, пластичности, вязкости; отклонение геометрических характеристик от заданных (толщина стенки, диаметр трубы, величина притупления кромок); дефекты заводских сварных швов (непровары, ослабление околошовных зон основного металла, трещины, царапины и задиры, наносимые на металл в процессе изготовления труб, места ремонта заводского сварного шва).
Дефекты сварных соединений, выполняемых в полевых условиях, в основном те же, что и в заводских сварных швах. Механические повреждения труб при транспортировке, строительстве и эксплуатации приводят к вмятинам, царапинам, задирам, приваркам «заплат», «корыт», приваркам различного рода крепежных элементов, к утонению торцовых участков труб при перетаскивании их волоком, к сквозным повреждениям, гофрам.
Перенапряжение труб реализуется: при дополнительном к проекту искривлению трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях, вплоть до образования гофр; при принятии в проектах недостаточно обоснованных конструктивных решений; при неучете продольных сил в трубах и продольных перемещений и т.п. Перенапряжение возникает и при неучете таких нагрузочных факторов, как силовое воздействие оползающих грунтов при укладке труб в тело оползней, при размыве подводных трубопроводов, колебаниях участков трубы под воздействием водяного потока и т.п.
Коррозия труб приводит к образованию различных выемок, каверн, свищей, уменьшению толщины стенки трубы. Сплошная равномерная коррозия охватывает значительные участки труб; сплошная неравномерная коррозия за одно и то же время разъедает стенки труб в разных зонах на различную глубину. При местной коррозии происходит разрушение металла на локальных участках в форме язв, точечных разъеданий, сквозных проржавлений. Для трубопроводов, работающих в среде сероводородного газа, характерно образование в металле микротрещин; металл насыщается атомарным водородом, что резко снижает его пластические свойства. «Охрупчивание» металла с одновременным образованием микротрещин быстро приводит к разрушению труб. Особенно активно эти процессы происходят в зоне сварных швов, где нарушения кристаллической решетки металла значительно больше, чем в основной трубе.
К отказам могут приводить и нарушения требуемого режима эксплуатации трубопровода: повышение рабочего давления, несвоевременное обследование участков, что не позволяет оперативно оценить критическое состояние трубопровода, выпученные участки, размывы труб в руслах рек, участки с интенсивной коррозией и т.п. В силу случайного характера заранее точно предсказать, какой из перечисленных выше возможных дефектов явится причиной отказа трубы, нельзя, однако некоторую ориентировочную оценку можно получать на базе статистического анализа отказов, которые уже имели место на действующих трассах трубопроводного транспорта.
На рис. 1.1 приведены данные по разрушениям магистральных трубопроводов на основании большого числа опытных наблюдений в зависимости от различных причин. Анализ результатов рис. 1.1 показывает, что, несмотря на непрерывное совершенствование защитных мероприятий против коррозии, отказы трубопроводов от этой причины составляют постоянно примерно половину всех происходящих разрушений. от различных причин, в % к общему числу: 1 - коррозия; 2 - дефекты незаводских сварных швов; 3 - прочие (дефекты труб, нарушения правил эксплуатации, строительно-монтажные дефекты и т.п.); 4 - прочие отказы.
На рис. 1.2 а показано образование свища-трещины из глубоких коррозионных каверн при испытаниях на гидроразрыв на участке газопровода Уренгой-Помары-Ужгород, а на рис. 1.26 - продольное разрушение трубы по основному металлу, ослабленному коррозией. В обоих случаях коррозионный износ составлял более 50 % толщины стенки трубы.
На рис. 1.3 представлено поперечное пластическое разрушение указанного трубопровода в результате коррозии: по основному металлу (рис. 1.3а) и в зоне термовлияния сварного шва (рис. 1.36). Как следует из анализа рис. 1.3, влияние коррозии при поперечном разрушении трубы дает схожий пластический характер разрушения для трубной стали как по основному металлу, так и в зоне влияния сварного шва. Более 50 % отказов, связанных с внешней коррозией газопроводов, делают задачи электрохимической защиты труб, а также контроля состояния защитного покрытия, особенно для трубопроводов в водной среде, по-прежнему актуальными для обеспечения требуемого ресурса эксплуатации.
Один из возможных вариантов классификации отказов трубопроводов по работе 111 приведен в табл. 1.1. Протяженность разрывов приведена в таблице в величинах диаметра трубопровода D.
Оценка механической надежности на основе решения детерминированной прочностной задачи
Как уже отмечалось, оценка механической надежности трубопроводов проводится на основе решения детерминированной прочностной задачи, как правило, на опасном дефектном участке трубы /2,3,7/. При этом последовательность исследований прочности следующая:
- выявление наиболее нагруженных участков трубопроводной сети;
- определение сил и моментов, действующих на границах участков;
- исследование напряженно-деформированного состояния протяженных участков трубопроводов по балочным (стержневым) конечно-элементным моделям с учетом установленных силовых факторов;
- уточненный расчет НДС наиболее опасных участков (в том числе с дефектами) с использованием, например, оболочечных, объемных и почти объемных конечных элементов /5,6,50/;
- анализ несущей способности опасных участков трубопровода на основе критериев прочности и разрушения /5,10, 82, 83/.
Остановимся подробнее на последнем этапе, так как применение МКЭ в настоящее время общепризнанно для рассматриваемых задач определения ДС/50/.
Для оценки фактического запаса прочности трубопроводов и их элементов применяются традиционные классические подходы к оценке статической и динамической прочности /3,10,37,50/. Наиболее распространенным критерием ля оценки прочности конструкций машиностроения является подход, основанный на понятии эквивалентного напряжения, которое вычисляется по теории прочности энергии формоизменения /10/.
В качестве коэффициента запаса в этом случае может быть принято соотношение между максимальным эквивалентным напряжением в опасном сечении трубы и предельным к = [о]/оавх, где за величину [а] в зависимости от характера разрушения принимается либо величина предела текучести ат, либо временное сопротивление Og трубных сталей. Детерминированный коэффициент к, как показано в работах /8, 10, 33/, в ряде случаев не может служить достоверным показателем прочностной работоспособности, так как при оценках необходимо учитывать разбросы расчетной и предельных величин оэкв и [а].
Кольцевые (эквивалентные для осесимметричной задачи) напряжения в случае действия внутреннего давления в трубе определяются по выражению /3/.
В отечественной литературе приведенное выражение часто называют «котельной» формулой, а в зарубежной - формулой Барлоу.
В приведенном выше выражении не учитываются температурный перепад, нормальное воздействие на трубу вышележащего слоя грунта или воды; упругий отпор основания и действие сосредоточенных сил, например, от веса железобетонных или чугунных навесок и т.п. В случае жесткого основания упругая реакция заменяется соответствующей реакцией жесткого основания, а для участка с упругоискривленной осью необходимо дополнительно учитывать действие изгибающих моментов от упругого изгиба трубопровода.
Если рассматривать более общий случай, что чаще всего и реализуется на практике, то необходимо также учитывать нагружение трубопровода сжимающей силой N и изгибающим моментом М. Тогда выражения для кольцевых и осевых напряжений имеют вид.
При принятом нагружении возможны два предельных состояния - потеря трубой прочности и устойчивости.
Особенность прочностного расчета морских глубоководных трубопроводов состоит в том, что помимо внутреннего давления на трубу действует внешнее гидростатическое давление воды, которое способно смять стенку трубопровода. Для случая действия внутреннего и внешнего давлений «котельная« формула принимает вид.
Как уже отмечалось, в качестве нагрузки и несущей способности должны быть приняты одни и те же физические величины, но в действительности всегда представляется некоторая свобода выбора каждой пары величин R и S. Например, при оценках надежности цилиндрической трубы при опрессовке ее давлением Р, учитывая, что труба по торцам имеет заглушки, в качестве нагрузки можно принять эквивалентное напряжение по пятой теории прочности оэкв = V3-P-DH/46. Тогда несущая способность R равна пределу прочности оь. Если принять в качестве нагрузки давление (S=P), то несущая способность будет равна разрушающему давлению R = 4 о6 б/ V3 DH. Если принять в качестве нагрузки усилие S = P-n-DH/4, то несущая способность равна разрушающему усилию: R = п- DH 5- ов. Все три перечисленных варианта в равной степени допустимы, но второй вариант предпочтительнее, ибо в нем четко разделены параметры конструкции (DH, ов, б) и нагрузки (Р).
Рассмотренные расчетные случаи дают прочностные оценки для отказа, как уже отмечалось, в виде внезапного выброса. Соотношение (3.3) известно как зависимость Майера или интеграл Бейли /10,53/. Оно показывает, что разрушение происходит при достижении критического значения повреждаемости, которое суммируется линейно, что очень удобно для практических расчетов.
Несмотря на упрощенный подход, линейное суммирование поврежденное получило довольно широкое распространение, а для ряда конструкционных материалов экспериментально показана справедливость линейного принципа.
В последнее время интенсивно развивается также подход по оценке работоспособности конструкций машиностроения с позицией механики хрупкого разрушения /3, 5, 9, 51, 54, 55/. Базовым понятием подхода с позиций трещино-стойкости материалов является коэффициент интенсивности напряжений (КИН). Сущность подхода состоит в том, что интенсивность асимптотического распределения напряжений и смещений у вершины трещины в материале зависит только от величины КИН и не зависит от длины трещины, формы тела системы действующих нагрузок. Таким образом постулируется автономность распределения компонент НДС у вершины трещины в теле /56/.
Основной недостаток подхода на основе КИН вытекает из самой постановки задачи. Для прочностной оценки конструкции необходимо следующее.
Провести типовой общепринятый расчет детали или узла на прочность и уста овить опасные сечения, где предположительно будут развиваться трещины, а также наметить предполагаемые пути их распространения. Далее предельные значения КИН, экспериментально полученные на специальных образцах с трещинами различной длины из материала исследуемой конструкции, необходимо сравнить с расчетными значениями коэффициентов интенсивности напряжений 10/. Очевидно, что точность таких оценок в настоящее время оставляет желать лучшего. Вместе с тем перспективность подхода к оценке прочностной работоспособности с позиций механики хрупкого разрушения не вызывает сомнения.
Такие подходы в настоящее время интенсивно развиваются применительно к оценке механической надежности трубопроводов при принятии гипотезы хруп ого разрушения трубы /5, 37, 57, 58/.
При этом необходимо отметить, что критерии на основе КИН практически не работоспособны для трубопроводов с коррозионными дефектами ( 50% отказов), так как они как поверхностные утонения более близки к «гладким» несовершенствам. Кроме того, до сих пор данные о предельных значениях КИН отсутствуют для трубных сталей в полном объеме. Сами стали имеют достаточно высокую вязкость разрушения (предельное значение КИН в случае нормальной трещины -65...69 МПа-м ) и относительно низкий предел текучести, то говорит об упругопластическом механизме разрушения.
Трубопроводы из полимерных и композиционных материалов
В газовой промышленности широкое распространение получили пластмассовые трубы /3,92/, которые впервые были применены за рубежом в 1945 г. Их используют преимущественно при строительстве газораспределительных сетей и газоперерабатывающих комплексов, однако в последнее время за рубежом наметилась тенденция по использованию пластмассовых труб для магистральных трубопроводов различного давления. Трубы из полимеров имеют большой ресурс эксплуатации, устойчивы к коррозии и хрупким разрушениям, гибки и относительно дешевы.
Наиболее распространенным материалом при этом является полиэтилен. Он легко гнется, обладает высоким уровнем разрывных деформаций, достаточной прочностью до температуры 80 С и в области низких температур до минус 50 С. Полиэтилен выпускают в трех модификациях: низкой плотности 910 - 925кг/м3 (НП), средней 926 - 940кг/м3 (СП) и высокой 941 -965кг/м3 (ВП). Соответственно трубы маркируются: ПЭНП, ПЭСП и ПЭВД. Такой подход к разделению материала, однако, не дает информации о долгосрочной прочности трубы. Поэтому в международной системе стандартов типа ISO и CEN провели переход на новую систему классификации на основе параметра долгосрочной прочности материала Minimum Reguired Strength - в сокращенном варианте MRS. «MRS» означает напряжение в материале трубы, уровень которого достигается при транспортировке воды по трубе без разрыва в течение 50 лет при температуре +20 С. Поэтому в новой системе полиэтиленовый материал характеризуется сокращением ПЭ на основе значения MRS (табл.4.3).
В случае материалов ПЭ63 и ПЭ80 встречаются как трубы из ПЭСП, так и трубы из ПЭВП. Толщина стенки трубы определяется, в первую очередь, уровнем рабочего давления - расчетными кольцевыми напряжениями.
В процессе эксплуатации полиэтиленовые трубы в газовой отрасли подтвердили свои высокие характеристики: коррозионностойкость, большой ресурс, экологическую полноценность, податливость, хорошую свариваемость, стойкость к истиранию, высокий уровень ударной вязкости и т.п. Показатели свойств материала для труб газовой отрасли приведены в табл.4.4.
Отечественные полиэтиленовые трубы для газопроводов выпускаются диаметром 16 - 1600 мм по ГОСТ Р50838-95 в прямых фрагментах и в бухтах. Фасонные части газовых труб: тройники, муфты, крановые седелки, заглушки, переходники, втулки, угольники по 45 и 90 и т.п. выпускаются по ТУ 2248-032-00203536-96. Одной из важнейших задач обеспечения требуемой надежности полиэтиленовых труб является проверка уровня свойств в области отрицательных температур. Полученные нами механические характеристики полиэтиленовых труб диаметром 110 мм с толщиной стенки 10 мм по стандартным методикам сведены в табл.4.5.
Анализ результатов таблицы показывает, что, как и следовало ожидать, прочность трубы в области отрицательных температур возрастает, но при этом падает уровень предельных деформаций - предел вынужденной высо-коэластичности отсутствует. ПЭ-трубы, в основном, используют для изготовления газораспределительных сетей и в качестве футеровки стальных трубопроводов. Пластмассовую трубу вводят в металлическую и крепят к ее внутренней поверхности посредством клеевого состава.
Высокой прочностью обладает также поливинилхлорид (PVC), который устойчив к воздействию агрессивных сред, гибок. Однако такие трубы не нашли широкого применения в нефтегазовой промышленности.
Для изготовления стеклопластиковых труб, армированных стекловолокном или стеклотканью, в качестве связующего применяют эпоксидные, полиэфирные, феноловые и другие смолы. Высокая прочность в сочетании с высокой коррозионной стойкостью позволяет стеклопластику (органопластику) успешно конкурировать со сталью и другими металлами, в связи с чем расширяется и область применения такой трубы /103/. В настоящее время за рубежом стеклопластиковые трубы используются для строительства газопроводов большого диаметра и организации подводных переходов. При разработке подводных месторождений применяют армированные стальной арматурой стеклопластиковые трубы. Такие конструкции труб рекомендованы Французским институтом нефти для морского бурения на нефть /92/. Гибкие трубы для морского бурения впервые были использованы на месторождении Эмерод в Конго. При этом было задействовано 33 км труб диаметром от 91,4 до 203,2 мм, рассчитанных на рабочее давление 2,6 - 15,3 МПа. Кроме того, такие трубы используются на больших глубинах при работах на месторождениях Северного моря: для вымывания траншей на большой глубине; для соединения линий глушения скважин и штуцерных линий с полупогруженными платформами и судами для морского бурения. Трубы работают под давлением 70 МПа, а уровень испытательного давления 105 МПа. Опыт эксплуатации стеклопластиковых труб со стальной арматурой в акватории Северного моря показал, что их можно использовать для гидравлического бурения под очень высоким давлением.
Поэтому за рубежом стеклопластиковые трубы стали применять для сооружений переходов через лиманы, фиорды, реки и озера. При этом значительно упрощается и удешевляется процесс строительства, так как отпадает необходимость в применении специальных механизмов для укладки трубопровода - плеть протаскивают по дну водоема с помощью лебедки, установленной на противоположном берегу. Кроме того, при монтаже стеклопластиковых труб исключается операция сварки и отпадает необходимость в электрохимической защите трубопровода в процессе эксплуатации.
Пластмассовые трубы подразделяются на два вида: трубы низкого давления (газораспределительных сетей) и трубы высокого давления. Первые изготавливаются без упрочняющих элементов, в основном, методом экструзии (полиэтилен, поливинилхлорид) /93/, вторые армируются стекловолокном или даже металлом (для работы на больших глубинах), либо комбинировано и тем, и другим.
Наилучшие свойства труб из композиционных материалов достигаются технологией намотки армоматериала на оправку при непрерывной подаче в зону намотки связующего - смолы. Формируют трубы на высокопроизводительных станках. Скорость выхода готовой трубы 20 м/час. В качестве армирующего материала могут применяться ленты из стекловолокна или нити с высоким сопротивлением разрыву. Лента (нити) могут располагаться по спирали или перпендикулярно - вдоль трубы и по ее окружности и наматываться с помощью натяжных устройств, расположенных вдоль оправки. Длина трубы может быть любой и определяется оправкой, однако наиболее удобны для транспортировки трубы длиной 12 м.
В связи с тем, что трубы из композиционных материалов получили широкое распространение, постоянно проводятся исследования по повышению их характеристик. Прочность армированных труб, в первую очередь, определяется свойствами и расположением армации, поэтому существует множество критериев по оценке прочности трубопроводов /3, 10, 101/. Следует отметить, что стеклопластиковые трубы используются под давлением более ЮМПа, что снимает всякие ограничения по использованию их для водных переходов газопроводов.
Таким образом, анализ показывает, что стеклопластиковые (органопла-стиковые) трубы имеют прочностные характеристики, близкие по уровню к характеристикам металла. В целом пластиковые трубы легче и гибче стальных и, самое главное, не подвержены коррозии. Применение таких труб позволяет значительно снизить стоимость строительства продуктопровода /92/. Оценки показывают, что при бестраншейной прокладке труб из композиционных материалов стоимость строительства на 50% ниже стоимости аналогичной сети из стальных труб.
Строение стенки типовых стеклопластиковых труб и фасонных изделий к ним показано на рис.4.3. Здесь первый стеклопластиковый (армированный термореактивный лайнер) внутренний слой обеспечивает полную герметичность и стойкость к воздействию агрессивной и/или абразивной среды, транспортируемой по трубопроводу.
Трубопроводы в болотах, на слабонесущих и мерзлых грунтах
В настоящее время основные магистральные трубопроводы проложены от месторождений Западной Сибири к центру страны и поэтому пересекают на значительной территории участки с грунтами, имеющими низкую защемляющую способность /7, 19, 79, 81/. Общепринятые нормативные документы пока не в полной мере отражают реальное взаимодействие трубопровода со слабонесущими грунтами. Так, температурный перепад, действующий на трубопровод при эксплуатации, может достигать 80 - 100С.
Уровень перепада определяется строительством зимой при температуре до минус 30С, летней эксплуатацией при 40 С, а также вкладом в температурный перепад составляющей от внутреннего давления газа. При таких значениях температурного перепада осевое усилие в подземном трубопроводе становится значительным, что приводит к потере устойчивости участка трубопровода в обводненных грунтах и выходу трубы на поверхность /7, 81/. При этом, как правило, образуется арочный выброс. Поэтому объективно необходима, с одной стороны, разработка усовершенствованных методик оценки НДС для вновь проектируемых магистралей в слабонесущих грунтах. С другой стороны, возникает потребность оценки прочности и устойчивости всплывших участков газонефтепроводов с целью заключения об их дальнейшей эксплуатации. Решение поставленных задач во многом определяется достоверными данными по механическому взаимодействию трубопровода с грунтом, в первую очередь, с торфом /81, 118/.
Рассмотрим подход, реализованный В.В.Харионовским с сотрудниками, по разработке модели торфяного основания с целью оценки продольных перемещений подземного трубопровода /79, 119, 120/. Модель строилась на основании экспериментальных данных в виде зависимостей «нагрузка-осадка» в широком диапазоне варьирования геометрических параметров трубы и величины заглубления. В результате получена обобщенная нормативная кривая деформирования торфяного основания в относительных координатах, имеющая универсальный характер /79/. Полученные на ее основе итоговые уравнения имеют вид.
Для определения значений параметров трения проведен комплекс экспериментальных работ. Установлено, что искомые параметры являются универсальными и не зависят от влажности грунта, продолжительности контакта поверхности трубы с торфом и скорости приложения к трубе сдвигающего усилия. В результате установлено tg(f o=0,56lKna, К0=0,105кПа /79/. Эмпирическая билинейная зависимость для грунта «сопротивление - перемещение», которая характеризуется двумя параметрами - коэффициентом касательного сопротивления [С] и параметром К0=78,32-[С]1 617 - пригодна для болот типов I и II согласно действующей классификации. При проведении расчетов необходимо назначить коэффициент безопасности на величину [С]. С привлечением экспериментальных данных установлено, что для формы записи [C]=fc-CPac4. коэффициент безопасности fc=2,0 на расчетное значение, что соответствует нормативам для оснований фундаментов, где f=2,0 - 2,5 в случае оценок по несущей способности сооружений /79, 121/.
Расчет и анализ перемещений трубопроводов по разработанным выше методикам с подстановкой в них приведенных моделей слабонесущих грунтов показывают, что трубопроводы под действием температурных перепадов и других силовых факторов могут иметь большие по уровню продольные перемещения, которые могут привести к потере устойчивости конструкции вплоть до разрушения. Основным недостатком приведенных моделей слабонесущих грунтов является отсутствие учета балластирующих пригрузов на трубе. Очевидно, что наличие последних, может привести к значительному повышению сопротивления грунта продольному перемещению трубы.
На практике сложно прогнозировать изменение гидрогеологических условий местности при эксплуатации трубопровода, учесть при расчетах фактические отклонения при выполнении строительно-монтажных работ от проектной документации и т.п., поэтому достоверный материал по потере устойчивости участков трубопровода дают только натурные обследования трасс. По результатам натурных обследований трубопроводов установлено /122/:
- на долю арки в форме одной полуволны синусоиды при потере устойчивости трубопровода приходится 65% от общего числа арочных выбросов;
- в форме двух полуволн -30%;
- в форме трех и более полуволн -5%.
Длина арочного выброса, как правило, превышает 1000м, арки могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными.
Еще одной из форм потери устойчивости участка трубы, которая встречается на северных газопроводах, является протяженный арочный выброс в виде горизонтальной змейки с двумя полуволнами. Причина возникновения такого варианта потери устойчивости трубопровода аналогична ранее перечисленным: действие осевого усилия в трубе при размыве засыпки, обводнении трубы и т.п. Как установлено, геометрические параметры составляющих полуволн змейки находятся в определенной зависимости: длина полуволны и уровень максимального прогиба одной полуволны, как правило, в два раза больше другой. Таким образом, для практики наибольший интерес представляют два варианта потери устойчивости: в виде одной полуволны и в виде змейки.
Общепринято при расчетных оценках потери устойчивости использовать энергетический подход к системе «трубопровод-грунт» /123/. При этом задаются начальной и дополнительной формой изгиба трубопровода в вертикальной плоскости и определяют в интерационном процессе полную потенциальную энергию системы. Истинная форма изгиба конструкции будет соответствовать минимуму энергии. При аналитических решениях - равенство нулю первой вариации полной энергии. При расчетах принимают начальную и дополнительные формы изгиба в виде тригонометрических функций типа синуса и считают, что эти формы имеют одинаковую длину волны. Расчетная схема задачи при использовании стержневых конечных элементов показана на рис. 5.5.
Модель грунта засыпки траншеи трубопровода должна учитывать ограниченность силы сопротивления грунта прочным перемещениям трубы. Аналитически такие билинейные зависимости имеют вид:
Решение задачи о продольно-поперечном изгибе участка трубопровода в виде змейки проводится аналогично, только для двух полуволн потери устойчивости. Уровень напряженно-деформированного состояния трубы, установленный для минимального значения полной потенциальной энергии системы «грунт-труба», служит основой для последующих критериальных оценок в соответствии с нормами /84/. Оценку проводят по двум критериям: прочности трубной стали на разрыв и по несущей способности - недопустимости развития предельных деформаций. Общие рабочие рекомендации по оценке несущей способности газопроводов в непроектном положении в зависимости от параметров арочных выбросов и типов грунтов приведены в работе /124/. Как правило, при прохождении трасс трубопроводов в зонах со слабонесущими грунтами и болотах для обеспечения устойчивости широко применяют различные технические решения, основанные на балластировке или анкеровке таких участков.
