Реконструкция газопровода (стр. 7 из 15)
Правила проектирования, сооружения и эксплуатации переходов через водные преграды в целом сформулированы СНиП 2.05.06-85 и де6тализированы СНиП III –42-80.
СНиП 205.06-85 требует проводить прочностной расчет на основе всех нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопроводов в соответствии с правилами строительной механики [3]. Так сооружению подводного перехода трубопровода предшествует отдельное проектирование с учетом всех гидрологических, инженерно-геологических и топографических особенностей данного участка. При этом полный набор действующих на переход возможных силовых факторов не указывается в силу их случайного характера.
СНиП четко указывает правила расчета напряжений вызванных давлением продукта температурным перепадом и поперечным изгибом. Однако, учет влияния остальных сил, продольных и поперечных перемещений не расшифрован.
Одной из причин расхождения проектных и реальных условий эксплуатации участка перехода трубопровода является отклонение пространственной геометрии трубопровода на переходе от прямой линии.
При этом отклонения трубопровода от прямой линии могут быть как проектными, так и непроектными. СНиП II-42-82 регламентирует геометрию прокладки трубопровода на переходе.
Причинами отклонений могут быть:
1) технология прокладки; существуют различные приемы и схемы укладки трубопроводов, которые по ряду характерных признаков могут быть отнесены к следующим способам:
¨ протаскивание трубопровода по дну;
¨ укладка погружением с поверхности водоема заливом в трубопровод (понтоны) воды, отстропкой или пригрузкой различными методами;
¨ опускание трубопровода с опор, оборудованных подъемными устройствами, установленными на льду или с использованием плавучих кранов;
¨ укладка трубопроводов с трубоукладочных барж различных типов;
¨ наклонное бурение
¨ направленное бурение [5].
Каждый из перечисленных способов рационально использовать только в определенных условиях в зависимости от конструкции и параметров перехода, гидрогеологических топографических и климатических условиях, а также наличия специальной техники для монтажа и укладки трубопровода.
2) температурный перепад по длине трубопровода;
3) движение грунта; следует заметить анализ данных эксплуатации подводных трубопроводов показывает, что одной из основных причин, вызывающей их неисправное состояние, является переформирование русел и берегов рек, в результате чего размытые участки трубопроводов подвергается силовому воздействию потока воды. Под неисправным состоянием подводного перехода понимается состояние, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и проектной документации [13].
Для прогнозирования русловых деформаций используют количественные показатели руслового процесса: скорость. Количественные показатели устанавливают на основании специальных исследований и сопоставления русловых съемок разных лет. Такие русловые съемки могут быть выполнены в различные моменты времени, в том числе в периоды спокойного развития русла реки. Однако существуют периоды, характеризующиеся интенсивным переформированием и значительными береговыми и русловыми деформациями, обусловленными гораздо большей скоростью течения воды.
Такие переформирования наблюдаются, например, во время ежегодного весеннего паводка, когда не только возрастают скорости деформаций, но и увеличиваются конечные размеры этих деформаций, в том числе глубины размывов дна реки.
Следует иметь в виду, что кроме относительно засушливых лет, характеризующихся незначительным выпадением атмосферных осадков, меньшим стоком рек и соответственно незначительными деформациями русел рек, в иные годы, вследствие выпадения обильных осадков могут происходить наводнения со всеми вытекающими отсюда последствиями, в том числе особо большими размывами берегов и дна рек [15].
Поэтому прогноз переформирований русла реки, основанный на обработке данных подводной съемки, выполненной в период спокойного развития русла реки, обладает очевидно меньшей достоверностью. Детальный анализ причин, приводящих к переформированию русла реки, довольно сложен и обычно не бывает исчерпывающим.
Рассмотрим влияние точности измерения прогиба трубопровода в траншее (приближенного описания упругой линии трубопровода) на его НДС.
При изменении положения трубопровода в траншее помимо напряжений, связанных с давлением и температурой потока возникают изгибные напряжения, величина которых определяется прогибом трубы. При этом возможна инструментальная погрешность определения истинного положения трубы. Аналогичная погрешность возникает при использовании упрощенных моделей, описывающих напряжение трубы, вызванное ее изгибом.
Перемещение трубопровода в упругой зоне деформации в соответствии с описывается упрощенным вариантом уравнения движения. При этом считается, что :
- процесс деформации трубы не зависит от времени или эта зависимость носит дискретный характер;
-давление, скорость и масса потока в единице длины трубы не зависят от пространственных координат:
- не учитываются нагрузки, зависящие от перемещения трубы и ее производных.
При указанных упрощениях и постоянном температурном перепаде уравнение движения трубопровода имеет вид:
C × у = f (s) (1)
Где у –вектор перемещения трубопровода, s – координата, направленная вдоль оси трубопровода, С – в общем случае матрица жесткости трубопровода, f (s) – в общем случае вектор внешней нагрузки.
Внешняя нагрузка делится на
- распределенную по внутренней поверхности трубы осесимметричную нагрузку, вызванную давлением транспортируемого потока;
- распределенную по внешней поверхности трубы нагрузку, приводящую к изгибу с числом волн, равном единице, по полярному углу в цилиндрической системы координат.
Распределенную по внутренней поверхности нагрузка определяется характеристиками технологического процесса и поэтому контролируема. Распределенная по внешней поверхности нагрузка связана, в частности, с условиями эксплуатации, которые изменяются случайным образом. Именно эта нагрузка приводит к изгибу трубы, поэтому изменение условий эксплуатации может привести к изменению НДС трубы.
В таблице 2.1 представлены фактические отметки 2000 и 2001 года, а также разница высотных отметок
Таблица 2.1
| N сечения | Фактические отметки 2000 | Фактические отметки 2001 | Y1- Y2, (М) | ||||
| X1, (М) | Y1, (М) | Z1, (М) | X2, (М) | Y2, (М) | Z2,(М) | ||
| 1 | 0 | 98.7 | 0 | 0 | 98.7 | 0 | 0 |
| 2 | 6 | 98.3 | 0 | 6 | 98.256 | 0 | 0.0443 |
| 3 | 14 | 97.9 | 0 | 14 | 97.794 | 0 | 0.106 |
| 4 | 20 | 97.8 | 0 | 20 | 97.652 | 0 | 0.1483 |
| 5 | 23 | 97.8 | 0 | 23 | 97.638 | 0 | 0.1622 |
| 6 | 28 | 97.9 | 0 | 28 | 97.74 | 0 | 0.16 |
| 7 | 31 | 98 | 0 | 31 | 97.861 | 0 | 0.1393 |
| 8 | 34 | 98.2 | 0 | 34 | 98.092 | 0 | 0.1082 |
| 9 | 38 | 98.3 | 0 | 38 | 98.248 | 0 | 0.052 |
| 10 | 41 | 98.7 | 0 | 41 | 98.686 | 0 | 0.0138 |
| 11 | 42 | 98.9 | 0 | 42 | 98.9 | 0 | 0 |
По данным таблицы строим график положения трубы в 2000 и в2001годах
Y,м
N сечения
В результате перемещения возникают напряжения, максимальное из которых равно 279,4 МПа.
Рассмотрим причины которые могли привести к данному перемещению.
Для проверки возможности расчета напряжений изгиба, вызванных положением трубы, были использованы отдельные результаты проведенных измерений. Расчет положения упругой линии данного трубопровода проведен при следующих допущениях:
- граничные условия в сечении 1 и 11 соответствуют идеальному шарниру;
- между сечениями 1 и 11 отсутствует какое-либо воздействие на внешнюю поверхность трубы.
Предположим что это температурные деформации.
В таблице 2.2 представлены: реальное перемещение газопровода по вертикали, вертикальные перемещения от перепада температуры на +200С
Таблица 2.2
| N сечения | Реальное перемещение | Перемещение от перепада температуры |
| 1 | 0 | 0 |
| 2 | -0.0443 | -0.0222 |
| 3 | -0.106 | -0.0451 |
| 4 | -0.1483 | -0.0524 |
| 5 | -0.1622 | -0.0524 |
| 6 | -0.16 | -0.0469 |
| 7 | -0.193 | -0.0403 |
| 8 | -0.1082н-0.0312 | |
| 9 | -0.052 | -0.0166 |
| 10 | -0.0138 | -0.0043 |
| 11 | 0 | 0 |
По данным таблицы делаем вывод: данное перемещение не может быть результатом перепада температур.Данный результат является следствием перемещения узлов 1 и 11 на встречу друг другу на расстояние 17,4 мм каждый.
В результате такого перемещения узлы получают перемещения которые представлены в таблице 2.3
Таблица2.3
| N сечения | Реальное перемещение | Перемещение от сдвига крайних узлов |
| 1 | 0 | 0 |
| 2 | -0.0443 | -0.0764 |
| 3 | -0.106 | -0.1550 |
| 4 | -0.1483 | -0.1800 |
| 5 | -0.1622 | -0.1800 |
| 6 | -0.16 | -0.16 |
| 7 | -0.1393 | -0.1380 |
| 8 | -0.1082 | -0.1070 |
| 9 | -0.052 | -0.0569 |
| 10 | -0.0138 | -0.0146 |
| 11 | 0 | 0 |
В результате перемещения крайних узлов в трубопроводе возникают осевые напряжения, которые колеблются по длине рассматриваемого участка в диапазоне от 42,38 до 43,17 МПа, а также напряжение изгиба, максимальное значение которого равно 142,86 МПа. Таким образом суммарные осевые напряжения равны 186,03 МПа.