image
energas.ru

Газовая промышленность № 03 2018

Ремонт и диагностика

01.03.2018 11:00 Расчетное обоснование установки компенсаторов-упоров в карстовой зоне на потенциально опасном участке газопровода
Прокладка газопровода на территории Российской Федерации осуществляется, как правило, по сильно пересеченной местности. В связи с этим возрастает необходимость предусмотреть влияние опасных геологических процессов на трассу газопровода и рассчитать параметры его эксплуатации. На трассе газопровода, проложенного по карстовой территории, выбран потенциально опасный подземный участок, где возможен его отказ. По разработанной авторами математической модели осуществлены расчеты и исследования напряженно-деформированного состояния для выбранного подземного участка газопровода трубопровода без компенсаторов и с учетом установки П-образных (в виде трапеции) компенсаторов-упоров. Результаты расчетов для различных значений параметров эксплуатации представлены в виде эпюр и значений основных характеристик напряженно-деформационного состояния газопровода. Каждый вариант расчета завершается анализом напряженно-деформационного состояния газопровода и оценкой его прочности в соответствии с требованиями положений нормативных документов, регламентирующих эксплуатацию магистральных трубопроводов. Для подземного участка газопровода без компенсаторов-упоров в карсте установлено: максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий превышают их предельно допустимые значения, что может привести к образованию потенциально опасных сечений газопровода и отказу в его работе. В статье вынесено предложение по установке компенсаторов-упоров для подземного участка трубопровода, находящегося в карсте. Компенсаторы-упоры препятствуют возникновению пластических деформаций в стенке трубы и появлению потенциально опасных участков, где возможен отказ работы газопровода.
Ключевые слова: НАПРЯЖЕНИЕ, ДЕФОРМАЦИЯ, ПРОЧНОСТЬ, ГАЗОПРОВОД, КОМПЕНСАТОР, КАРСТ.
Открыть PDF


Анализ результатов теоретических и практических исследований, посвященных обеспечению прочности и устойчивости газопроводов, проложенных в сложных инженерных условиях, в частности по карстовой территории, показал, что здесь их профили имеют сложные очертания с углами поворота в вертикальной и горизонтальной плоскостях, и при сооружении их укладывают упругим изгибом или собирают сочетанием прямых труб и кривых вогнутых и выпуклых вставок (отводов) [1]. За счет развития карста нарушается проектное положение газопроводов, которое является одной из причин их отказов [2–4].

В качестве примера в табл. 1 представлены результаты замеров суммарных продольных напряжений в поперечном сечении стенки трубы [4] на подземном участке действующего газопровода, подверженного активному развитию карста. Ориентация точек замера на внешней поверхности трубы указана по ходу часовой стрелки. Датчики были прикреплены по окружности в семи точках: 730; 900; 1030; 1200; 130; 300; 430 по ходу газа. Положительные значения в таблице соответствуют растягивающим напряжениям, а отрицательные значения – сжимающим напряжениям.

Максимальный уровень суммарных продольных напряжений по верхней образующей трубы равен 330 МПа, что превышает их предельно допустимое значение от нормативных воздействий и нагрузок [5]. Аналогичное соотношение имеет место для замеренных значений суммарных продольных напряжений по нижней части поперечного сечения трубы. В связи с этим возникла необходимость внесения изменений в конструкцию газопровода, которые могли бы снизить уровень его напряженно-деформационного состояния (НДС).

Одним из путей решения этой проблемы является установка на участке газопровода компенсирующих устройств, которые предназначены для снятия сжимающих напряжений в стенке трубы [2–4]. Для того чтобы компенсатор-упор мог выполнять свое предназначение, т. е. газопровод мог перемещаться в траншее в продольном направлении, необходимо, чтобы грунт в траншее не препятствовал возможным продольным перемещениям компенсатора-упора. Поэтому рекомендуется засыпать его упруго деформируемым грунтом или устанавливать упруго деформируемые элементы [2].

В расчетах НДС и устойчивости газопроводов жесткость (податливость) компенсаторов-упоров рассчитывается приближенно в зависимости от их конфигурации, но без учета их деформаций, что может привести к значительным погрешностям при оценке прочности газопровода в соответствии с требованиями положений нормативных документов, регламентирующих эксплуатацию магистральных газопроводов [5].

В разработанной математической модели [3] отпадает необходимость задания жесткости компенсатора-упора, поскольку оценка характеристик прочности и устойчивости газопровода с компенсатором определяются с учетом его совместных деформаций с грунтом, геометрических и жесткостных характеристик, а также его параметров эксплуатации. Их влияние на изгиб газопровода в настоящее время изучено недостаточно полно. Теоретический и практический интерес представляет исследование влияния особенностей конструкции газопровода с компенсатором на потенциально опасных участках.

 

ПОСТРОЕНИЕ МОДЕЛИ

На продольном профиле трассы газопровода, подверженной активному развитию карста [4], выбран участок длиной l = 480 м. Выбранный участок газопровода при компьютерном моделировании его НДС условно делится на 80 равных элементарных частей, каждая из которых имеет длину 6 м, с № 1–80.

В соответствии с продольным профилем трассы для каждой из этих частей условного разбиения выбираются следующие исходные данные расчета: типы грунтов с указанием их несущей способности; абсолютные отметки; глубина заложения и высота засыпки грунта; радиусы и углы поворота гнутых отводов; длины участков с постоянным уклоном; характеристика труб с указанием диаметра и толщины стенки; категория участка газопровода. Исходные данные расчета могут быть дополнены результатами исследований, выполненными на трассе газопровода по физико-механическим характеристикам грунтов, замерами напряжений в стенке трубы. В расчетах были использованы данные по физико-механическим свойствам пяти типов грунтов (глина тугопластичная, глина полутвердая, глина мягкопластичная, суглинок полутвердый иловатый, суглинок тугопластичный иловатый), полученные в ходе специальных лабораторных исследований [4].

Согласно исполнительной документации приняты следующие исходные данные:

– газопровод на рассчитываемом участке составлен из труб с наружным диаметром Dн = 1480 мм с толщиной стенки δ = 18,6 мм;

– участок газопровода отнесен ко второй категории сложности;

– газопровод согласно продольному профилю трассы в частях с № 36, 37, 44, 45, где имеются углы поворота в вертикальной плоскости, собран из стандартных отводов выпуклой формы с радиусом кривизны ρ0 = 60 м [1];

– в средних частях с № 50, 51, где согласно профилю трассы имеется вогнутый участок, по проекту газопровод должен быть собран из вогнутых вставок с радиусом кривизны ρ0 = 60 м, но после вскрытия грунта при выполнении ремонтных работ было обнаружено изменение проекта. Здесь кривая вставка заменена прямой трубой при сооружении газопровода [4].

Анализ данных продольного профиля трассы рассматриваемого участка газопровода, лабораторных исследований физико-механических свойств грунтов, замеров напряжений в стенке трубы показали [4], что в средней части длиной 72 м, которая соответствует частям условного разбиения с № 35–46, за счет развития карста возможно ослабление грунта основания, его обрушение, а в грунте-засыпке – нарушение свода естественного равновесия, положение газопровода превышает проектные отметки более чем в 2,5 раза. Поэтому необходимо выполнить исследования НДС рассматриваемого участка газопровода с учетом вышеперечисленных изменений состояния грунта и возможных изменений конструкции газопровода при выполнении ремонтных работ, а также при проектировании этих работ для рассматриваемого участка с учетом развития карста. Такого высокого уровня сложности задачи в данной статье предлагается решать методом вариантного проектирования [2], на основных этапах которого будем использовать разработанную авторами ранее математическую модель, позволяющую не только находить условия прочности и устойчивости газопровода, но и выбирать оптимальный профиль трассы при минимуме земляных работ.

1.png

1_1.png 

ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЕНСАТОРОВ

Исходные уравнения, начальные и граничные условия и применение метода конечных элементов для расчета НДС, прочности и устойчивости газопроводов, проложенных, в частности, в карстовом массиве, изложены в работе [3]. Остановимся на особенностях, связанных с применением компенсирующих устройств.

В рамках реализации вариантного метода были выбраны следующие конструкции расчетного участка газопровода: 1) газопровод не содержит компенсаторы-упоры; 2) газопровод содержит два П-образных (в виде трапеции) компенсатора-упора в подземном участке, которые находятся на расстоянии 48 м до и после средней части, подверженной развитию карста. Общая геометрическая длина каждого из компенсаторов-упоров равна 36 м. Первый из них включает части условного разбиения с № 21–26, второй – с № 55–60.

Первый компенсатор-упор содержит опорные части с № 21, 22, 25, 26, составленные из стандартных отводов с радиусом кривизны ρ0 = 60 м [1], причем части с № 21, 26 имеют выпуклую форму, а части с № 22, 25 – вогнутую. Средние части с № 23 и 24 представляют собой прямые трубы. Второй П-образный компенсатор-упор собран аналогично.

Характеристики НДС газопровода и их анализ были определены для двух вариантов параметров эксплуатации:

p0 = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C;

p0 = 3,0 МПа; ∆t = 20 °C,

где ∆t – температурный перепад, который равен разности температур эксплуатации и замыкания газопровода при строительстве; p0 – рабочее внутреннее давление.

Эпюры прогиба w и изгибных напряжений σM представлены на рис. 1–2, где х – длина участка рассчитываемого газопровода.

Экстремальные значения характеристик НДС газопровода для двух расчетных вариантов – прогиб w; напряжения от продольных усилий σN на концах рассчитываемого участка σN1 и его средней части σN2; изгибные напряжения пролетных σM1 и опорных σM2 изгибающих моментов и суммарные продольные напряжения 1_1_1.png и их предельно допустимые значения 1_1_2.png от нормативных воздействий и нагрузок [5] – приведены в табл. 2.

Значения эпюр рис. 1 при p0 = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C и данные таблицы для газопровода без компенсаторов-упоров показывают, что максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения 1_1_1.png = 344 МПа от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые в соответствии с требованиями положений [5], превышают их предельно допустимые значения 1_1_2.png = 240 МПа, т. е. 1_1_1.png > 1_1_2.png. Таким образом, не выполняется условие нормативного документа [5] по предотвращению недопустимых пластических деформаций, а в этом случае возможно образование потенциально опасных сечений газопровода, где может произойти нарушение его герметичности.

В работе [2] при исследовании НДС участка газопровода со сложным очертанием оси в вертикальной плоскости был сделан вывод об особенности деформаций при изгибе газопровода с кривыми вставками.

В связи с тем, что при p0 = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C не выполняются условия предотвращения пластических деформаций газопровода, были выполнены расчеты и исследование НДС газопровода при снижении внутреннего давления на 3 МПа, т. е. при p0 = 3,0 МПа; ∆t = 20 °C.

Анализ данных табл. 2 показал, что снижение внутреннего давления в газопроводе на 3,0 МПа не только не приводит к уменьшению, но, наоборот, способствует незначительному увеличению экстремальных значений характеристик НДС. Например, продольные сжимающие напряжения в средней части, где грунт ослаблен развитием карста, возрастают на 11,6 %, а экстремальное значение изгибных напряжений – на 0,08 %, суммарные продольные напряжения – на 9,7 % по сравнению с соответствующими характеристиками НДС газопровода при p0 = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C.

Наряду с этим возрастают и предельно допустимые значения суммарных (фибровых) продольных напряжений 1_1_2.png с 240 до 318 МПа, т. е. на 10,6 %. Величина максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений 1_1_1.png = 363 МПа превышает их предельно допустимое значение 1_1_2.png = 318 МПа, т. е. 1_1_1.png >> 1_1_2.png

Это свидетельствует о том, что даже после понижения внутреннего давления в два раза остается возможность образования потенциально опасных сечений.

Применение компенсаторов-упоров снижает экстремальные значения продольных сжимающих напряжений в газопроводе в два раза, изгибных напряжений M – на 62 %, значения максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений 1_1_1.png – на 46,8 %, а их предельно допустимое значение 1_1_2.png от нормативных воздействий и нагрузок остается без изменения, т. е. 1_1_2.png = 240 МПа. Максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения 1_1_1.png = 234 МПа не превышают их предельно допустимого значения 1_1_2.png = 240 МПа, т. е. 1_1_1.png < 1_1_2.png.

Как и в предыдущем случае, уменьшение внутреннего давления в газопроводе с компенсатором на 3 МПа незначительно изменило его характеристики НДС.

 

ВЫВОДЫ

Установлено, что при пересечении карстового массива газопроводом без компенсаторов-упоров максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий превышают их предельно допустимые значения и не выполняется условие предотвращения недопустимых пластических деформаций. Возможно образование потенциально опасных сечений газопровода, где может произойти отказ его работы.

Установка компенсаторов-упоров препятствует возникновению в стенке трубы пластических деформаций, следовательно, и появлению потенциально опасных участков. Применение компенсаторов-упоров снижает экстремальные значения продольных сжимающих напряжений в газопроводе в два раза, изгибных напряжений M – на 62 %, значения максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений 1_1_1.png – на 46,8 %, а их предельно допустимое значение 1_1_2.png от нормативных воздействий и нагрузок остается без изменения. Максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения 1_1_1.png не превышают их предельно допустимого значения 1_1_2.png.

Снижение внутреннего давления в газопроводе на 3,0 МПа не только не приводит к уменьшению, но, наоборот, способствует незначительному увеличению экстремальных значений характеристик НДС. Например, продольные сжимающие напряжения в средней части, где грунт ослаблен развитием карста, возрастают на 11,6 %, суммарные продольные напряжения – на 9,7 %.
Наряду с этим возрастают и предельно допустимые значения суммарных (фибровых) продольных напряжений 1_1_2.png на 10,6 %. Величина максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений 1_1_1.png превышает их предельно допустимое значение. Это свидетельствует о том, что даже после понижения внутреннего давления в два раза остается возможность образования потенциально опасных сечений, что оказалось малоэффективным мероприятием для рассчитываемого участка газопровода при отсутствии в его конструкции компенсаторов-упоров. 


 

Таблица 1. Результаты замеров суммарных продольных напряжений в поперечном сечении трубы
Table 1. Results of measurements of the total longitudinal stress in the cross section of the pipe

Расположение точки измерения напряжений  по часам (по ходу газа) 

Location of the stress measurement point  in clockwise order (along the gas path)

730

900

1030

1200

130

300

430

Суммарные продольные напряжения, , МПа 

Total longitudinal stresses, , MPa

330

30

–170

–320

–290

80

330


Таблица 2. Результаты расчета максимальных характеристик НДС газопровода
Table 2. Results of calculation of the maximum characteristics of the stress-strain state of the pipeline

Варианты расчетов 

Variants of calculations

Характеристики НДС

Characteristics of the stress-strain state

w, м

w, m 

σN1, МПа

σN1, MPa

σN2, МПа

σN2, MPa

σM1, МПа

σM1, MPa

σM2, МПа

σM2, MPa

1_1_1.png, МПа

1_1_1.png, MPa

1_1_2.png, МПа

1_1_2.png, MPa

Газопровод без компенсаторов 

Gas pipeline without compensators

p0 = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C 

p0 = 6,0 MPa; ∆t = 20 °C

–0,53

15

–112

230

–126

344

240

p0 = 3,0 МПа; ∆t = 20 °C 

p0 = 3,0 MPa; ∆t = 20 °C

–0,49

–18

–130

232

–135

363

318

Газопровод
с компенсаторами 

Gas pipeline with compensators

p0 = 6,0 МПа; ∆t = 20 °C 

p0 = 6,0 MPa; ∆t = 20 °C

–0,56

–11

–66

142

–172

234

240

p0 = 3,0 МПа; ∆t = 20 °C 

p0 = 3,0 MPa; ∆t = 20 °C

–0,53

–39

–81

167

–151

251

318

 



← Назад к списку