Выводы по главе 2
Проведен системный анализ и установлены границы применимости рекомендуемых нормативами двух технологических схем капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия (переизоляции) газопроводов больших диаметров:
– способ с подкопом. Неприменимость в скальных и «мокрых» грунтах, высокая трудоемкость земляных работ, невозможность использования штатных трубоукладчиков;
– способ с подъемом на берму траншеи. Ограниченность применения метода ремонта из-за двойного количества подъемных операций, высокого уровня изгибных напряжений при подъеме из глубокой траншеи, приводящих к гофрообразованию (разрушению трубы) и, как следствие, технологической разрезке трубной плети. Данный способ преимущественно применим к газопроводам диаметрами до 720 мм, а также на участках с высоким уровнем грунтовых вод.
2. Предложена технология переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее, когда обследование и ремонтные работы проводятся комплексно. Данный способ совмещает преимущества обеих нормативных схем, но при этом объемы земляных работ относительно базовой технологии с подкопом снижаются более чем в 2 раза.
3. Разработана методика расчета НДС применительно ко всем трем технологическим схемам капитального ремонта, в соответствии с которой проводятся расчеты при:
– симметричной и несимметричной схемах подъема (с любым количеством трубоукладчиков);
– различной или одинаковой высоте подъема;
– разных расстояниях между трубоукладчиками, ремонтными машинами;
– различных уклонах ремонтируемого участка;
– одинаковых или различных величинах подъемного усилия и веса ремонтных машин;
– одинаковых или различных величинах изгибных напряжений на крюках трубоукладчиков;
– совмещении подъема и смещения плети в «плане» и т.п.
4. Расчеты НДС участков МГ по схеме № 1 (ремонт в траншее с подкопом) показали, что изгибные напряжения не превышают 0,15 т, что значительно ниже ограничивающих нормативами и 0,5т, а усилия штатных трубоукладчиков грузоподъемностью 40 тс не обеспечивают поддержание плети. Поэтому применительно к этой технологии на базе трубоукладчика было разработано устройство стрела-опора.
ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ РЕМОНТЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ
Разработанная методика расчета НДС носит универсальный характер, что позволяет проводить исследования применительно к любой технологической схеме ремонта трубопроводов. Однако в настоящей работе основные исследования проводятся применительно к газопроводам больших диаметров с подъемом в траншее. К трубопроводам больших диаметров относятся трубопроводы диаметрами 1420, 1220, 1020, 820 мм [55, 69], а нефтепроводы диаметром 720 мм согласно [55] также могут ремонтироваться с подкопом.
3.1. Исследование НДС при переизоляции газопроводов с подъемом
на берму траншеи
Технологическая схема № 2 (параграф 2.1) рекомендуется к использованию на участках с высоким уровнем грунтовых вод. С точки зрения расчета НДС представляют интерес следующие операции технологической схемы № 2:
подъем трубной плети из траншеи, очистка от изоляции, перенос и укладка на лежки (смещение в «плане»), находящиеся на берме траншеи;
подъем трубной плети с бермы траншеи, перенос в траншею (смещение в «плане»), финишная очистка, нанесение нового изоляционного покрытия и укладка на дно траншеи.
Оба варианта «зеркальные», однако в первом случае по технологии предусмотрен монтаж трубной плети на лежки высотой 0,7 м для проведения инспекции стенки трубы и ремонта. Во втором случае трубная плеть после ремонта стенки трубы может находиться на земле. Поэтому, с точки зрения НДС, первый случай более показательный, так как высота подъема в вертикальной плоскости на 0,7 м больше.
На рисунке 3.1 приведена расчетная схема подъема по схеме № 2 в вертикальной плоскости, а на рисунке 3.2 – в горизонтальной плоскости:
Fy сила, направленная вертикально;
Fx – сила, направленная горизонтально.
Исходные данные для расчета
1. Диаметр трубы, равный минимальному и максимальному из рассматриваемых, 720 и 1420 мм соответственно.
2. Высота подъема трубы (H) рассчитана по формуле (3.1) и составила 2,42; 2,62; 2,82; 3,02 и 3,12 м для трубы диаметром 720 мм и 2,82; 3,02; 3,22; 3,42 и 3,62 м для трубы диаметром 1420 мм.
Н = h1 + (h2 + 0,2 м) + D,
|
(3.1)
|
где h1 – высота от верхней образующей трубопровода до поверхности земли (рассчитываются варианты 1,0; 1,2; 1,4; 1,6 и 1,8 м);
h2 – высота инвентарной лежки, h2 = 0,7 м;
0,2 м – технологическая высота, позволяющая установить плеть на штатные лежки;
D – диаметр трубопровода, м.
3. Смещение в «плане» (в) рассчитано по формуле (3.2), соответственно принималось равным 3,0; 3,25; 3,5; 3,75 и 4,0 м для трубы D = 720 мм и 3,4; 3,65; 3,9, 4,15 и 4,4 м для трубы D = 1420 мм.
где в1 – расстояние от боковой образующей трубопровода до края траншеи в «плане» (в1 соответствует значениям h1);
в2 – расстояние от края траншеи до боковой образующей, равное 1,0 м.
Рисунок 3.1 – Расчетная схема подъема в вертикальной плоскости
Рисунок 3.2 – Расчетная схема перемещения в горизонтальной плоскости
4. Высоты подъема трубной плети трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на крюках трубоукладчиков.
5. Расстояние между соседними трубоукладчиками L0 принималось
15 м [27].
6. Количество грузоподъемных механизмов было постоянным – 3 трубоукладчика.
7. Вес очистной машины РОМ = 2,5 тс.
В результате расчетов получены:
максимальные напряжения изгиба max;
усилия на всех трубоукладчиках: в вертикальной плоскости – F1Y, F2Y, F3Y; в горизонтальной плоскости – F1X, F2X, F3X;
длина поднятого участка трубы – L;
угол поворота крайнего правого сечения трубы – ;
расстояние L1 от крайнего правого трубоукладчика до правой опоры
Результаты расчетов в вертикальной и горизонтальной плоскостях приведены в таблицах 3.1 и 3.2 соответственно.
Таблица 3.1 – Результаты расчетов в вертикальной плоскости
L, м
|
H, м
|
L1, м
|
Y1, м
|
Y2, м
|
Y3, м
|
F1Y = F2Y = F3Y,
кН
|
max,
МПа
|
D = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м
|
105,914
|
2,42
|
21,107
|
1,562
|
2,114
|
2,372
|
45,9
|
124
|
107,681
|
2,62
|
21,674
|
1,701
|
2,289
|
2,567
|
46,5
|
130
|
109,357
|
2,82
|
22,213
|
1,840
|
2,464
|
2,762
|
47,0
|
136
|
110,953
|
3,02
|
22,727
|
1,980
|
2,640
|
2,956
|
47,5
|
142
|
111,723
|
3,12
|
22,976
|
2,050
|
2,727
|
3,053
|
47,8
|
145
|
D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м
|
160,528
|
2,82
|
47,467
|
2,041
|
2,520
|
2,773
|
222,2
|
167
|
164,453
|
3,02
|
49,554
|
2,211
|
2,714
|
2,979
|
226,5
|
175
|
166,980
|
3,22
|
50,528
|
2,368
|
2,895
|
3,175
|
229,7
|
182
|
168,402
|
3,42
|
50,631
|
2,513
|
3,065
|
3,361
|
232,1
|
188
|
170,738
|
3,62
|
51,543
|
2,671
|
3,246
|
3,557
|
235,0
|
194
|
Таблица 3.2 – Результаты расчетов в горизонтальной плоскости
L, м
|
b, м
|
L1, м
|
X1, м
|
X2, м
|
X3, м
|
F1X = F2X =
= F3X, кН
|
|max|,
МПа
|
, град
|
D = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м
|
105,914
|
3,00
|
21,107
|
0,359
|
0,750
|
1,397
|
3,05
|
210
|
5,8
|
107,681
|
3,25
|
21,674
|
0,396
|
0,814
|
1,501
|
3,15
|
220
|
6,2
|
109,357
|
3,50
|
22,213
|
0,433
|
0,879
|
1,605
|
3,25
|
230
|
6,6
|
110,953
|
3,75
|
22,727
|
0,470
|
0,943
|
1,707
|
3,34
|
240
|
6,9
|
111,723
|
4,00
|
22,976
|
0,505
|
1,007
|
1,815
|
3,49
|
252
|
7,3
|
D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м
|
160,528
|
3,40
|
47,467
|
0,403
|
0,665
|
1,035
|
13,2
|
202
|
4,4
|
164,453
|
3,65
|
49,554
|
0,429
|
0,701
|
1,081
|
13,4
|
206
|
4,6
|
166,980
|
3,90
|
50,528
|
0,463
|
0,750
|
1,149
|
13,6
|
214
|
4,8
|
168,402
|
4,15
|
50,631
|
0,503
|
0,810
|
1,235
|
14,3
|
224
|
5,1
|
170,738
|
4,40
|
51,543
|
0,537
|
0,859
|
1,302
|
14,6
|
231
|
5,3
|
Рисунок 3.3 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений
и перемещений в вертикальной плоскости при высоте
подъема в крайней правой точке H = 3,12 м
(Д = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м)
Рисунок 3.4 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений
и перемещений в вертикальной плоскости при высоте
подъема в крайней правой точке H = 3,22 м
(D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м)
Рисунок 3.5 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений
и перемещений в горизонтальной плоскости
при смещении в «плане» в крайней правой точке b = 4,00 м
(D = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м)
В качестве примера приведены эпюры, полученные по средним значениям данных. Это данные вариантов № 5 и № 8 из таблицы 3.1 (рисунки 3.3, 3.4), а также № 5 и № 8 из таблицы 3.2 (рисунки 3.5, 3.6).
Эквивалентные изгибные напряжения определяются по формуле:
 .
|
(3.3)
|
Полученные данные сведены в таблицу 3.3.
Анализ парных эпюр (рисунки 3.3 и 3.4, 3.5 и 3.6) показывает, что:
величины подъемного усилия на эпюрах в вертикальной плоскости (рисунки 3.3, 3.4) одинаковы и максимальны, поэтому эти данные заносятся в таблицу 3.3, а на эпюрах рисунков 3.5 и 3.6 – максимальны на крайнем справа трубоукладчике, заносятся в таблицу эти значения;
величины изгибных напряжений в вертикальной плоскости (рисунки 3.3, 3.4) максимальны на среднем трубоукладчике и минимальны на концах участков, а в горизонтальной плоскости (рисунки 3.5, 3.6) – максимальны на правом крайнем конце.
Таблица 3.3 – Эквивалентные напряжения и усилия подъема
№
п/п
|
D, мм
|
h1, мм
|
в, МПа
|
г, МПа
|
экв, МПа
|
Fв, кН
|
Fг, кН
|
Fэкв, кН
|
1
|
720
|
1,0
|
100
|
125
|
160,0
|
45,9
|
3,05
|
46,0
|
2
|
1,2
|
102
|
133
|
167,6
|
46,5
|
3,15
|
46,6
|
3
|
1,4
|
105
|
140
|
175,0
|
47,0
|
3,25
|
47,1
|
4
|
1,6
|
110
|
145
|
182,0
|
47,5
|
3,34
|
47,6
|
5
|
1,8
|
115
|
150
|
189,0
|
47,8
|
3,49
|
47,9
|
1
|
1420
|
1,0
|
140
|
92
|
167,5
|
222,2
|
13,20
|
222,6
|
2
|
1,2
|
150
|
96
|
178,1
|
226,5
|
13,40
|
226,9
|
3
|
1,4
|
160
|
100
|
188,7
|
229,7
|
13,60
|
230,1
|
4
|
1,6
|
170
|
102
|
198,2
|
232,1
|
14,30
|
232,4
|
5
|
1,8
|
175
|
108
|
205,6
|
235,0
|
14,60
|
235,4
|
Анализ данных таблицы 3.3 показывает, что:
применительно к усилиям подъема главным фактором, влияющим на их величину, является вертикальная составляющая, горизонтальной составляющей можно пренебречь (погрешность в пределах точности вычислений);
применительно к изгибным напряжениям картина меняется. На газопроводе диаметром 720 мм вертикальные и горизонтальные составляющие одного порядка, но горизонтальная больше. Применительно к диаметру
1420 мм выше значения у вертикальной составляющей. В расчетах необходимо учитывать эквивалентные напряжения.
Рисунок 3.6 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений
и перемещений в горизонтальной плоскости при смещении
в «плане» в крайней правой точке b = 3,90 м
(D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м)
Графики зависимостей усилий подъема и напряжений изгиба от глубины залегания трубопровода приведены на рисунках 3.7, 3.8. Данные обработаны по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа в соответствии с [19] с определением аналитической зависимости. Пакет программ [19] позволяет производить расчет параметров таких моделей, как:
линейная: у = а + b·x;
экспоненциальная: у = exp(а + b·х);
обратная по х: у = а +  ;
обратная по у: 
дважды обратная: 
логарифм по х: у = а + b·ln х;
степенная: у = а·хb;
квадратный корень по х: у = а + b·х0,5;
квадратный корень по у: у = (а + b·х)2;
S кривая: 
Полученные согласно [19] результаты по коэффициенту корреляции зависимости носят линейный характер и имеют вид, приведенный в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Вид функций и коэффициент корреляции
№
п/п
|
D, мм
|
Показатель
|
Вид функции
|
Коэффициент
корреляции
|
1
|
720
|
Усилия подъема, кН
|
у = 43,68 + 2,4х
|
0,993
|
2
|
1420
|
у = 207,7 + 15,5х
|
0,993
|
1
|
720
|
Изгибные напряжения, МПа
|
у = 124 + 36,2х
|
0,999
|
2
|
1420
|
у = 120,2 + 48,15х
|
0,997
|
Рисунок 3.7 – Графики зависимости усилия подъема трубоукладчика
от глубины залегания газопровода
Анализ результатов, приведенных в таблице 3.4 и на рисунке 3.7, показывает, что усилие подъема и опрокидывающий момент трубоукладчика «Komatsu» Д85С (40 тс) при вылете стрелы в 2,5 м достаточны, чтобы обеспечить подъем и перемещение плети трубопровода диаметром до 1220 мм.
Рисунок 3.8 – Графики зависимости изгибных напряжений
в трубопроводе от глубины его залегания
Применительно к плети трубопровода диаметром 1420 мм (для величины подъемного усилия 20 тс и более) трубоукладчик типа «Komatsu» может обеспечить ее подъем при вылете стрелы около 2,0 м, так как максимальный момент его устойчивости составляет 450 кНм, т.е. для извлечения плети на берму траншеи необходимо ее разрезать. Ограничивающий фактор – максимально возможные подъемные усилия трубоукладчиков.
С точки зрения напряжений изгиба (рисунок 3.8), эквивалентные напряжения для трубопроводов диаметрами 720 мм и 1420 мм близки по абсолютной величине, разница в пределах 4…6 %. С конца 70- начала 80-ых годов трубопроводы больших диаметров строились из трубных сталей нового поколения К60, которые превышают по прочности трубные стали К52 и ниже. Таким образом, ограничение по величине 0,5 т [69] для каждой трубной стали имеет свое значение: т1400 = 470 МПа (сталь Х70), т700 = 370 МПа (сталь 17ГСУ) [62]. Это означает, что для трубопровода диаметром 720 мм, например из трубной стали 17 ГСУ, расчетная величина заглубления трубопровода не должна превышать 1,4 м, а для трубопровода D 1420 мм из трубной стали Х 70, с точки зрения и = 470 МПа, глубина траншеи не должна превышать 2,0 м. При большей глубине траншеи из-за возможного гофрообразования плеть можно извлечь на берму траншеи только с разрезкой. Остальные трубопроводы диаметрами 820, 1020 и 1220 мм по высоте подъема находятся в этом диапазоне (1,4…2,0 м).
В отличие от схемы № 1, где значения НДС незначительны и в трассовых условиях выдерживаются достаточно строго, в схеме № 2 сложно предугадать действительную глубину заложения трубопровода. Поэтому существует риск повреждения стенки трубы при ее подъеме из глубокой траншеи на берму. Кроме того, для работы по этой схеме могут применяться только трубоукладчики, например, грузоподъемностью 40 тс; стрелы-опоры и другие подъемные средства не применимы.
Таким образом, относительно способа ремонта с подъемом на берму траншеи отметим следующее:
- ограничения по величине подъемной силы для трубопроводов диаметрами до 1220 мм практически отсутствуют;
- с точки зрения НДС, ограничения имеют место для всех диаметров и, во избежание гофрообразования (разрушения), этот способ применяется преимущественно с разрезкой.
Из этого можно сделать вывод, что участки трубопроводов с высоким уровнем грунтовых вод ремонтируются на берме траншеи с разрезкой.
|
