СОДЕРЖАНИЕ
Введение......................................................... 5
1. Обзор литературы.............................................. 18
1.1. Природно-климатические условия Крайнего Севера, оказывающие влияние на напряженно-деформированное состояние газопроводов.................................................. 18
1.1.1. Температура окружающей среды............................. 18
1.1.2. Ветер.................................................... 22
1.1.3. Снег и гололед........................................... 23
1.1.4. Мерзлота................................................. 24
1.2. Непроектные условия опирания, повреждения опорно-
ригельных устройств и их причины.................................... 26
1.2.1. Провисы трубопровода над опорами......................... 26
1.2.2. Смещения ложементов...................................... 29
1.2.3. Наклоны ригелей.......................................... 30
1.2.4. Повреждения свай, разрушения опор........................ 33
1.3. Основные виды аварий на линейной части надземного газопровода и их причины........................................... 34
1.4. Оценка прочности надземного трубопровода при проектировании и в процессе эксплуатации........................... 36
1.4.1. Изменение физико-механических характеристик материалов надземного трубопровода в процессе эксплуатации 38
1.4.2. Проблемы учета трения в опорах при расчете напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов................. 42
2. Алгоритм полномасштабного численного моделирования как адекватный метод расчета напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов....................................... 48
2.1. Типовой участок надземного магистрального трубопровода и его расчетная схема................................................. 48
2
2.2. Конечно-элементные модели трубопровода и опорно-ригельных устройств................................................ 55
2.3. Уравнения, граничные и начальные условия................... 62
2.3.1. Динамическая постановка задачи........................... 62
2.3.2. Статическая постановка................................... 65
2.3.3. Особенности формулировок граничных и начальных условий, задания параметров решения.................................... 69
71
2.4. Автоматизация процесса моделирования........................ 1
3. Моделирование напряженно-деформированного состояния
73
надземного магистрального трубопровода в статической постановке
3.1. Напряженно-деформированное состояние трубопровода при
74
годовом цикле изменения его температуры.........................
3.2. Изменение напряженно-деформированного состояния участка надземного трубопровода в процессе монтажа, нагружения
Я1
давлением газа и изменения температуры окружающей среды.........
3.3. Влияние суточных изменений температуры на напряженно-
ос
деформированное состояние газопровода.........................
3.4 Влияние вертикальных перемещений опор на напряженно-деформированное состояние газопровода при изменении
88
температуры...................................................
3.5. Напряженно-деформированное состояние трубопровода при
92
нормативных на1рузках...........................................
4. Динамические возмущения надземного магистрального
99
трубопровода при изменении температуры окружающей среды.........
99
4.1. Простейшие модели динамических возмущении...............
4.1.1. Продольные колебания балки при срыве с опоры с «сухим»
99
трением. Аналитическое решение и моделирование..................
4.1.2. Моделирование динамических возмущений в однопролстной балке при нагреве..................................... ^
4.2. Полномасштабное математическое моделирование изменения напряженно-деформированного состояния в реальном надземном трубопроводе.................................................... 111
4.2.1. Проектное положение трубонровода...................... 113
4.2.2. Изменение напряженно-деформированного состояния трубопровода при выпирании опоры................................ 117
Заключение.............................................. 122
Список использованных источников............................. 125
Приложение: Акт о внедрении.............................. 134
.• I
у
4
ВВЕДЕНИЕ
Трубопроводный транспорт жидких и газообратных углеводородов играет важнейшую роль в топливно-энергетическом обеспечении хозяйственного комплекса России, в се устойчивом экономическом развитии. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 98% нефти и 50% производимой продукции нефтепереработки [4].
Основные фонды трубопроводного транспорта стареют. Время эксплуатации большей части трубопроводов газотранспортной системы России достигло или приблизилось к базовому сроку службы, оцениваемому в 40 - 45 лет [94]. Повреждения конструкций и деградационные процессы в металле и сварных соединениях приближают кризисные явления. Поддержание огромного парка трубопроводов в работоспособном состоянии требует огромных затрат и большого объема работ по контролю их технического состояния, ремонта аварийных, замены поврежденных и изношенных участков.
Главной ресурсной базой газовой промышленности и центром добычи газа на ближайшую перспективу остается Западная Сибирь. Там в основном расположены разведанные запасы газа (77.4 %), [2]. Вместе с тем крупнейшие месторождения этого региона — Медвежье, Уренгойское и Ямбургское - перешли на заключительную стадию разработки и добычи газа. В ближайшие годы компенсация падения добычи газа в этом регионе будет происходить за счет Заполярного и других месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, а далее за счет освоения основных прогнозных ресурсов, находящихся в Западной, Восточной Сибири, на шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей, [2].
Таким образом, начало транспортировки газа все более и более смещается в зоны многолетнемерзлых и вечномерзлых грунтов, в регионы Крайнего Севера. Освоение новых месторождений требует громадных инвестиций, значительная часть которых должна быть направлена на создание
5
технологически и конструктивно надежных магистральных газопроводных систем, обеспечивающих промышленную безопасность и сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.
В связи с этим возрастает внимание к трубопроводам, прокладываемым в условиях вечной мерзлоты, результатам эксплуатации уже действующих трубопроводов. Чрезвычайно актуальна оценка адекватности сложившихся к настоящему времени расчетных методик, нормативных требований к проектированию, строительству и эксплуатации.
Основополагающие нормативные требования к прокладке трубопроводов в районах вечномерзлых грунтов изложены в СНиП [77, 80, 86]. При этом СНиП [80] предусматривает возможность реализации всех трех существующих способов прокладки трубопроводов: подземного, надземного и наземного.
Анализ природно-климатических условий показывает, что последний (наземный) способ прокладки трубопроводов в зоне вечной мерзлоты опасен и практически не реализуем из-за высокого риска частых отказов и аварий, прежде всего из-за оттаивания верхнего слоя в летнее время, которое приводит к постепенному погружению трубопровода с жидкой транспортируемой средой в грунт, из-за обледенения трубы при отрицательных температурах, которое создает значительные дополнительные нагрузки на трубопровод, а также из-за необходимости усиленной антикоррозионной защиты и принятия других мер по компенсации природных, в том числе геокриологических, воздействий на трубопровод.
Что касается подземного и надземного способов прокладки магистральных трубопроводов в зонах вечной мерзлоты, то в России к настоящему времени реализованы оба способа в двух регионах: в Республике Саха (Якутия) и в Таймырском (Долгано-Ненецком) муниципальном районе.
Магистральная газопроводная система Республики Саха (Якутия) обеспечивает основным топливом центральную часть этого региона и ее столицу город Якутск.
6
Первый газопровод (диаметр 530 мм, толщина стенки 7 мм), Промышленный - Берге, был построен здесь в 1964 г., [75]. Его строительство носило производственно-экспериментальный характер. Схема прокладки газопровода была выбрана надземной на деревянных опорах высотой 0.5 — 2.5 м, установленных с интервалом 25 м. Для компенсации продольных перемещений в плане трубопровод проложен «змейкой»; расстояние между поворотами на 30° (две кривые вставки по 15° размером 0530x9 мм) составляло около 150 м. Материал трубы - сталь 09Г2С, кривых вставок — сталь 09Г2.
Согласно опубликованным результатам экспертизы промышленной безопасности этого газопровода [75,] в процессе эксплуатации 82 % от общего количества опор вышли из строя, и на момент экспертизы весь трубопровод находился в непроектном положении. Данные по отказам и авариям трубопровода отсутствуют, отмечены лишь механические повреждения.
Построенные позже в этом же регионе газопроводы (Таас — Тумус — Якутск - в конце 60-х прошлого века, Мастах - Берге - Якутск (1 нитка -1978 г., 2 нитка - 1988 г.), Кысыл-Сыр - Мастах - Берге - Якутск - 1989 г.) были проложены подземно.
Данные по отказам этих газопроводов [75], связанные с разрушением труб, свидетельствуют о высокой повреждаемости конструкций подземной прокладки. При этом основной причиной отказов (более 50 %) стало образование трещин в кольцевых сварных соединениях, являющихся результатом строительных дефектов (пор, непроваров, шлаковых включений), повреждений от действия циклических температурных напряжений и колебания рабочего давления. В этой же публикации приведены результаты исследований механических характеристик металла (сталь 17Г1С, 09Г2С), вырезанного из участков труб второй нитки магистрального газопровода Берге - Якутск, разрушенных при аварии в апреле 2003 г. На основании этих результатов авторы делают выводы о
7
наличии деформационного старения и снижении сопротивления основного металла и металла околошовных зон хрупкому разрушению. Этим объясняется осколочный характер разрушения, имеющий место при аварийных разрывах длительно работающих трубопроводов.
Подземная прокладка трубопроводов в условиях вечной мерзлоты предъявляет повышенные требования к температуре транспортируемого продукта, которая должна быть всегда отрицательной, чтобы исключить растопление окружающего трубопровод грунта. Особую опасность для этих трубопроводов представляют неравномерные по трассе деформации грунта геокриологической природы, создающие «жесткое» нагружение в поперечном направлении трубы.
Магистральная надземная трубопроводная система на Таймыре обеспечивает топливом другой важнейший промышленный регион России -Норильский, города Норильск и Дудинка. Климатические и геокриологические условия на территории прокладки трубопроводов более сложные, чем на территории прокладки Якутских трубопроводов.
Первый трубопровод для поставки газа с Мессояхского газового месторождения был построен в конце 60-х годов прошлого века, [30]. Позже, в 70 - 90 -х годах прошлого века, для поставки газа с Северо-Соленинского и Южно-Соленинского газоконденсатных месторождений были построены еще три нитки магистрального газопровода и для транспортировки газового конденсата - конденсатопровод. В 90-х годах построены межпромысловые газопровод и конденсатопровод Пелятка - Северо-Соленинское, осуществляющие подачу газа и конденсата в магистральные системы с Пеляткинского газоконденсатного месторождения. Все трубопроводы проложены надземно.
Не останавливаясь на описании конструктивного исполнения линейной части этой магистральной системы (оно приведено в главе 2), отметим, что эксплуатация 1-ой нитки газопровода сопровождалась достаточно большим числом отказов и аварий. Однако приобретенный опыт эксплуатации,
8
выполненный в 1970 - 1980 г.г. комплекс экспериментальных натурных исследований [93] и проектирование на основе этого опыта, позволили в дальнейшем значительно снизить отказы и аварии на линейной части.
Эксплуатационная надежность трубопроводов закладывается при проектировании и обеспечивается качеством строительно-монтажных работ и обслуживания эксплуатирующей организацией в течение всего срока эксплуатации.
Особое значение, определяющее качество проекта, имеют расчеты на прочность трубопроводной системы, которые должны быть адекватны конструктивному исполнению и действующим нагрузкам. Соответствующие требования к проведению расчета на прочность и устойчивость надземных трубопроводов, а также к учитываемым нагрузкам и воздействиям достаточно подробно регламентированы в строительных нормах [80]. В соответствии с требованиями этих норм балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах. При этом должно приниматься меньшее или большее из возможных значений
коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного
расчетного случая. Опоры и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями
вертикальные и горизонтальные усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации. Этот же нормативный документ предписывает учитывать достаточно полный спектр постоянных и временных (длительных и кратковременных) нагрузок, в том числе и специфических, характерных для надземных трубопроводов.
Вместе с тем, в строительных нормах опущены требования к выполнению расчетов напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов, связанные с учетом истории их нагружения - важным
фактором, присущим механическим системам с сильной физической
нелинейностью, обусловленной трением в опорах или наличием сил, препятствующих перемещению трубопровода но опорам, другой природы, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации.
В надземных трубопроводах наблюдаются явления, учет которых вообще не отражен в нормативных документах. К ним относятся динамические возмущения трубопровода, происхождение которых обусловлено конструкцией - свободным опиранием на опоры, и которые возникают не только при изменении давления рабочей среды, но и при медленном (квазистатическом) изменении температуры трубы. Эти явления влияют на напряженно-деформированное состояние и, следовательно, на эксплуатационную надежность трубопровода.
Внешними проявлениями динамических возмущений являются наблюдаемые при штатном режиме эксплуатации звуковые волны и вибрации трубопровода; следы этих колебаний проявляются в виде повышенного истирания ригелей опор. Характер и интенсивность возмущений определяются конструкцией и свойствами надземного трубопровода как механической системы, наличием и величиной сил, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам: сил трения, сил, вызванных «зацеплениями» находящихся в контакте элементов (например, образующихся при гололеде, при смещении опорного ложемента и т.п.).
Механизм появления динамических возмущений следующий. Нагрев или охлаждение стенки грубы, обусловленные изменением температуры рабочей или/и окружающей сред, приводят к росту сил в контактирующих парах, препятствующих свободному перемещению 'грубы по опорам в плане, вызывая тем самым квазистатический «натяг» трубы. Система находится в квазистатическом состоянии до тех пор, пока эти силы (в одной или в нескольких опорах) не достигнут предельных значений, зависящих от природы сил (трение, гололед и т.п.), материалов контактирующих пар, состояния поверхностей, находящихся в контакте и других факторов. После
10
этого происходит переход системы в новое состояние квазистатического равновесия, сопровождающийся резким уменьшением контактных сил и вибрацией всего трубопровода. При дальнейшем изменении температуры стенки трубы процесс повторяется.
Динамические возмущения трубопроводной системы влияют на напряженно-деформированное состояние, на свойства материала конструкции и, в итоге, - на работоспособность трубопровода и его ресурс. Значительная величина сил, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам, может привести к мгновенному отказу - разрыву трубопровода.
Все вышесказанное, с учетом имеющихся в настоящее время публикаций, относящихся к надземным трубопроводам, предопределяет актуальность выполнения работ по адекватной оценке напряженно-деформированного состояния надземного трубопровода, как на стадии его проектирования, так и при эксплуатации, а также оценке, отражающей в полной мере реальную конструкцию, физико-механические характеристики материалов, эксплуатационные факторы и природно-климатические условия.
Целью настоящей работы является:
- разработка математических моделей, описывающих напряженно-деформированное состояние надземного магистрального газопровода, отражающих его конструктивное и материальное исполнение, фактическое техническое состояние, эксплуатационную нагруженность и природно-климатические воздействия Крайнего Севера;
- моделирование напряженно-деформированного состояния типового участка надземного магистрального газопровода, находящегося под действием эксплуатационных нагрузок и природно-климатических воздействий в условиях Крайнего Севера; анализ влияния природно-климатических факторов на напряженно-деформированное состояние трубопровода;
11
- Київ+380960830922