Обеспечение надежности объектов магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях

Шаммазов, Ильдар Айратович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обеспечение надежности объектов магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Обеспечение надежности объектов магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях"

На правах рукописи

ШАММАЗОВ ИЛЬДАР АЙРАТОВИЧ

№

ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ В СЛОЖНЫХ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

12 ДЕК 2013

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2013 005543476

005543476

Работа выполнена на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа» Уфимского государственного нефтяного технического университета

Научный консультант:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой «Промышленная теплоэнергетика»

Байков Игорь Равильевич

доктор технических наук, профессор, директор ООО «Газпромнефть НТЦ» Хасанов Марс Магнавневич

доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Мустафин Фаниль Мухаметович

доктор технических наук, ведущий инженер службы инжинирингового обеспечения транспорта газа ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа» Аскаров Роберт Марагимович

ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», г.Ухта

Защита состоится «30» декабря 2013 года в 10.30 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «27» ноября 2013 года

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Единая система газоснабжения (ЕСГ) России представляет собой сложный комплекс сооружений. Основным технологическим оборудованием, обеспечивающим функционирование ЕСГ, являются компрессорные станции (КС) с технологической трубопроводной обвязкой и магистральные газопроводы. При магистральном транспорте природного газа возникает множество проблем, связанных с обеспечением надежности работы технологического оборудования.

Магистральные газопроводы (МГ) относятся к ответственным сооружениям, которые эксплуатируются в сложных климатических условиях и подвергаются комплексу нагрузок, переменных во времени и пространстве. Одной из основных нагрузок в расчетах газопроводов является давление газа. На участках газопровода, примыкающих к компрессорным станциям, изменение давления газа приводит к значительным колебаниям напряжений. Такая ситуация характерна для обычных условий эксплуатации газопроводов. При отклонении магистрального газопровода от проектного положения воздействие нагрузок увеличивается в несколько раз. МГ являются составной частью газотранспортной системы (ГТС) и при рассмотрении задач повышения их надежности должны быть увязаны с работой КС. Условия работы (КС) изменяются из-за неравномерности объемов перекачки газа, что приводит к изменению параметров перекачки.

Эксплуатация ГТС сопровождается вариацией параметров перекачки и воздействием на оборудование различных нагрузок, в некоторых случаях с отклонением от расчетных значений. При наличии разнородной исходной информации задачи повышения надежности оборудования становятся трудно формализуемыми.

Обеспечение надежной работы ЕСГ является приоритетной задачей, определенной научно-технической концепцией ОАО «Газпром» на ближайшую перспективу.

Цель работы

Целью диссертационного исследования является повышение надежности работы магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях без уменьшения энергоэффективности транспорта газа.

Для достижения поставленной цели диссертационного исследования решались следующие задачи:

1 Разработка способа определения параметров технического состояния газоперекачивающих агрегатов в условиях ограниченной информации, основанного на интеллектуальных методах нейронных сетей.

2 Исследование влияния внешних и внутренних факторов на работоспособность объектов магистральных газопроводов с учетом априорной информации по их отказам.

3 Анализ условий эксплуатации и разработка методов расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) газопровода при различных типах грунтов в условиях воздействия дополнительных случайных внешних нагрузок.

4 Разработка расчетных и технических методов оценки НДС газопроводов при проведении ремонтов и работ по переизоляции участков.

5 Разработка моделей НДС трубопроводов, проложенных в осложненных гидрогеологических условиях болот и рек, учитывающих параметры эксплуатации и балластировки.

6 Создание расчетного обоснования осуществления технологий работ на этапах капитального ремонта подводного перехода газопровода.

Методы решения задач

При решении поставленных задач использовались интеллектуальные методы нейронных сетей, теория расчета НДС, метод конечных элементов и другие математические методы. Для подтверждения выводов диссертационной работы использовалась промышленная информация, полученная при эксплуатации объектов магистральных газопроводов.

Научная новизна

1 Разработан алгоритм, реализующий нейронную сеть, использующий в своей основе теорию паракомплексных и дуальных чисел, позволяющий в условиях недостатка исходной информации рассчитывать показатели надежности газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

2 Впервые использован формально-кинетический анализ изменения показателей надежности ГПА, подверженных механизму старения, износа, а также воздействию ряда внешних эксплуатационных факторов.

3 Построена математическая модель НДС и устойчивости подземного участка газопровода, деформирующегося совместно с различными типами грунтов, с учетом воздействия наземных нагрузок при ремонтных работах, позволяющая выбирать конструкцию переездов различных типов, а также оценить прочность и устойчивость действующего газопровода, что позволяет повысить надежность МГ.

ного газопровода в проектное положение: снятие грунта, подбивка газопровода грунтом, засыпка траншеи, нагружение рабочим давлением.

5 Разработаны научно-методические основы оценки НДС и устойчивости газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях, позволяющие выявлять степень влияния грунтовых условий, обусловленных обводнением, особенностей конструкции газопровода и режимов его эксплуатации.

6 Разработано расчетное обоснование выполнения капитального ремонта подводного перехода газопровода: замены ремонтируемой части с основной ниткой газопроводов, позволяющее диагностировать его НДС ремонтируемого участка, а также указывающее выполнение функциональных предназначений пригрузов.

Практическая значимость

Результаты работы используются в ООО "Газпром энерго" при составлении и анализе эффективности выполнения сводных программ энергосбережения, а также при разработке сводных перспективных и текущих планов и программ мероприятий по энергосбережению ОАО «Газпром».

Обоснованные в работе предложения применяются в ОАО "ТНК-BP Менеджмент" и позволяют повысить эффективность эксплуатации технологического оборудования.

Практическую ценность составляет утвержденный ОАО «Газпром» нормативный документ «Методика по обследованию, расчету и проведению мероприятий по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории», которая разработана по программе НИОКР ОАО «Газпром» и содержит результаты выполненных автором исследований.

Разработанные Шаммазовым И.А. методики расчета используются в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия "Гидравлические переиспытания в системе обеспечения надежности нефтепроводов" (Уфа: УГНТУ, 2011. - 80 с.) и монографий "Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа" (СПб.: Изд-во "Недра" , 2008. - 440 е.), "Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации" (СПб.: Изд-во "Недра" , 2009. - 410 е.), "Транспорт углеводородного сырья по трубопроводам из полимерных и композитных материалов" (СПб.: Изд-во "Недра" , 2011. - 288 с.) при изучении дисциплин по специальности 130501— «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

(специализация 130501.1- «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»).

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на следующих семинарах, научно-технических советах и конференциях: Международная научно-техническая конференция «Новоселовские чтения» (Уфа, 2004); 55, 56, 57, 58 -я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2004, 2005, 2006, 2007); научно-практическая конференция «Научно-технические проблемы ТЭК» (Уфа, 2004); II межотраслевая научно-практическая конференция (Уфа, 2005); научно-техническая конференция победителей XTV Конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса в 2005 году «ТЭК -2005» (Москва 2006); научно-техническая конференция победителей XTV Конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса в 2010 году «ТЭК - 2010» (Москва 2011); международная учебно-научно-практическая конференция «Трубопроводный транспорт - 2005, 2006, 2007, 2009, 2010, 2011» (г. Уфа, 2005, 2006, 2007, 2009, 2010, 2011 гг.); ХХШ International Congress of History of Science and Technology. - 28 July - 2 August 2009, Budapest, Hungary.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 51 печатный труд, в том числе 21 тезисов докладов, 3 монографии, 1 обзорная информация, 1 учебное пособие, 1 научно - техническое издание, 24 статьи опубликованы в ведущих рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов; содержит 329 страниц машинописного текста, 33 таблицы, 97 рисунков, библиографический список использованной литературы из 249 наименований и 3 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, раскрыта актуальность темы исследования. Сформулированы цель и задачи исследования, отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов, дано краткое содержание работы.

В первой главе выполнен анализ научных работ, посвященных исследованию напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов, основных направлений повышения надежности магистрального транспорта природного газа.

Проблема обеспечения прочности и устойчивости трубопроводов, проложенных в сложных гидрогеологических условиях, были рассмотрены в теоретических и экспери-

ментальных исследованиях Х.А. Азметова, А.Б. Айнбиндера, P.M. Аскарова, П.П. Боро-давкина, Л.И. Быкова, А.И. Горковенко, А.Г. Гумерова, P.C. Гумерова, P.M. Зарипова, О.М. Иванцова, Р.Х. Идрисова, А.Г. Камерштейна, И.Н. Кургановой, С.И. Левина, И.И. Мазура, К.Е. Расщепкина, С.С. Фесенко, В.В. Харионовского, H.H. Хренова, В.П. Черния, В.А. Чичелова, Э.М. Ясина и др. Ими выполнен анализ условий эксплуатации трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях, таких как заболоченные и подтопленные территории; территории с карстовыми образованиями; зоны вечномерзлых грунтов; сейсмические и оползневые зоны, а также обобщены результаты теоретических и экспериментальных исследований по механике грунтов, прикладной механике твердого деформируемого тела, гидростатике, получены формулы для инженерных расчетов при изгибе и продольном перемещении участка трубопровода, составленного из прямолинейных труб и испытывающих равномерную нагрузку по его длине. Проблема безотказной эксплуатации магистральных трубопроводов не только в России, но и в ближнем и дальнем зарубежье является актуальной проблемой. Решению этой проблемы посвящены работы следующих зарубежных исследователей: Дж.А. Астли (J.A. Astley), Л.Дж. Беллами (L.J. Bellamy), Дж.А. Гебера (J.A. Geber), Б.С. Уэбба (B.C. Webb), У.У. Херста (W.W. Hurst) и др. Исследованием прочности и устойчивости подземных трубопроводов занимались также Т. Ариман (T. Ariman), К. Ауошику (К. Awoshiku), Б.С. Джен (B.C. Jen), Дж.Е. Мулески (G.E. Muleski), Т.Д. О'Рурк (T.D. O'Rourke), Г. Пруфер (G. Prüfer), X. Соммер (Н. Sommer), M. Токано (M. Tokano), Дж.Д. Тофант (G.D. Tofant), Ч.Х. Трутмэн (С.Н. Trautman), P.E. Эллинг (R.E. Elling) и др.

Сооружение магистральных трубопроводов в сложных условиях Западной и Восточной Сибири, которые предназначены для транспортировки больших объемов нефти и газа, осуществляется применением труб большого диаметра, выпуклых и вогнутых вставок. Осложненные условия их эксплуатации предопределяют отклонение их от проектного положения. Изменение условий нагружения трубопроводов являются одной из основных причин их отказов. Выявление потенциально опасных участков не всегда удается осуществить техническими средствами и расчетным путем ввиду осложненных условий эксплуатации трубопровода и невозможности полного описания этих условий в существующих расчетных схемах инженерных формул, которые были получены принятием упрощающих предположений по конструкции трубопровода и условиям его нагружения. Наряду с усовершенствованием технических средств по диагностике состояния трубы были разработаны численные методы расчета прочности и устойчивости трубопроводов. Наибольшего успеха достиг коллектив авторов ВНИИСТ, который разработал в 80-х годах прошлого века комплекс программ расчета для ЭВМ с учетом вышеуказанных уело-

вий нагружения и особенностей конструкции трубопровода. В.А. Алешин, P.M. Зарипов, В.М. Зюзина, И.А. Иванов, Г.Е. Клишин, Г.Е. Коробков, В.А. Мясников, В.А. Селезнев, В.Ю. Шувалов и др. в начале XXI века также занимались численными методами расчета трубопроводов. Анализ результатов исследований вышеуказанных авторов указывает на необходимость адаптации методов расчета трубопроводов для учета в них изменяющихся условий эксплуатации, в частности, при выполнении ремонтных работ, которые сопровождаются переукладкой участков трубопровода.

На надежность газопроводов существенное влияние оказывают ситуации, когда имеется два источника нагрузок - механические напряжения, коррозия и концентраторы напряжений (царапины, вмятины). Концентраторы напряжений активизируют коррозионный процесс, приводящий к изменению геометрических и механических характеристик материала.

Снижение прочности трубы вызывается и циклическими напряжениями, которые возникают от колебания давления и температуры перекачиваемого газа. На надежность трубопроводов влияет также территория прокладки. В качестве примера на рисунке 1 приведена диаграмма основных причин разрушений газопроводов, проходящих по территории Урала. По причинам коррозии и трубного и производственного брака на МГ, проходящих по территории Южного и Среднего Урала, произошло около 100 случаев разрушения.

Я1 2 3

Средний Урал

Южный Урал

1 - КРН, 2 - общая коррозия, 3 - производственный брак Рисунок 1 - Основные причины разрушений на газопроводах Урала (в %)

На этапах проектирования в ряде случаев недостаточно достоверно учитываются эксплуатационные нагрузки и воздействия. При этом в Западной Сибири на действующих газопроводах протяженностью 24 тыс. км зафиксировано всплытие отдельных участков на обводненных грунтах и болотах суммарной длиной 2000 км. На трассах ООО "Газпром трансгаз Тюмень" и ООО "Газпром трансгаз Сургут" число участков в непроектном положении достигало 70% от общей протяженности. Известных аналогичных примеров достаточно много. Основными причинами непроектного положения являются низкое качество строительства, а также несовершенство расчетных методик в Нормах проектирования.

Определенную проблему поддержания надежности МГ создает возникновение КРН. Исследованию данного процесса в течение последних 25 лет посвящено много работ, но точного ответа о причинах возникновения коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) пока нет. Однако достоверно определены факторы, способствующие его развитию. Надежность КС включая технологические трубопроводы во многом зависит от результатов диагностики. Дефекты КРН трудно определяются существующими техническими средствами диагностики.

Поэтому технические средства диагностики и методики диагностирования должны совершенствоваться. Может использоваться метод магнитной памяти металла и сканирующих устройств для контроля напряженно-деформированного состояния (НДС) магистральных газопроводов.

Важной задачей является также развитие параметрических методов диагностирования оборудования с целью сохранения уровня надежности газотранспортного оборудования. Причинами разрыва трубопроводов во многих случаях являются вибрации, вызванные пульсациями параметров перекачиваемого продукта.

Анализ специализированной технической литературы показал, что в задачах обеспечения надежности объектов магистральных трубопроводов остается ряд нерешенных проблем.

Такие задачи должны решаться путем рассмотрения объектов трубопроводов не только индивидуально, но и как системы, состоящей из последовательно включенных звеньев с применением современных методов обработки информации и моделирования.

Например, применяется подход, основанный на применении нейросетевого моделирования в геоинформационной системе, позволяющий на основе неоднородной информации получить диагностические результаты с высокой степенью достоверности.

По результатам исследований, описанных в первой главе диссертационной работы, могут быть сформулированы следующие выводы:

- существует потребность в разработке моделей с применением интеллектуальных методов нейронных сетей для определения диагностических показателей;

- вопросам эксплуатации магистральных газопроводов в сложных гидрологических условиях присуща многокритериальное^, что является причиной сложности постановки задач при исследовании НДС трубопроводов;

- недостаточно развиты методы контроля НДС газопроводов, по этой причине зачастую МГ эксплуатируются с отклонением от проектного положения, из-за чего снижается их работоспособность.

Вторая глава посвящена вопросам разработки способов повышения надежности объектов МГ с применением моделей диагностирования оборудования, основанных на интеллектуальных методах.

В настоящее время находятся в эксплуатации около 200 тыс. км газопроводов различного диаметра и ежегодно наблюдается увеличение их количества за счет строительства, реконструкции и ввода в эксплуатацию линейных объектов.

На рисунке 2 приведена структура по диаметрам эксплуатирующихся газопроводов.

Основная доля газопроводов (80,5%) введена в эксплуатацию до 1990 года и имеет срок эксплуатации более 15 лет, а 27% газопроводов имеют возраст более 30 лет. Таким образом, значительная часть газопроводов приблизилась к своему предельному сроку службы - 33 года. По этой причине с учетом результатов внутритрубной диагностики на части газопроводов снижено рабочее давление.

Ду400

10.9%

Рисунок 2 - Структура по диаметрам газопроводов, эксплуатирующихся компанией ОАО "Газпром".

Из проведенного анализа следует, что важной является задача повышения надежности эксплуатации магистральных газопроводов с учетом характерных особенностей их прокладки и параметров эксплуатации.

Параметры эксплуатации оказывают существенное влияние на надежность работы газопроводов, особенно вариация температуры и давления перекачиваемого газа. Параметры эксплуатации газопроводов определяются режимами работы КС, поэтому вопросы повышения надежности работы газопроводов необходимо производить в комплексе с работой ГПА на компрессорных станциях. Произведем структурный анализ КС и парка газоперекачивающих агрегатов. Необходимость в таком анализе заключается в технологических особенностях работы компрессорных станций, влияющим на параметры перекачки газа.

Установленная мощность компрессорных станций составляет 44,9 млн.кВт, из них доля установок с газотурбинным приводом (ГТУ) составляла 86,5%, с электрическим - 13%, с поршневым приводом - 0,5%.

Основная доля ГПА морально и физически устарела, 11% установок имеют наработку более 100 тыс.часов, 50% установок имеют наработку более 50 тыс.часов. Таким образом, установлено, что основное оборудование ЕСГ за длительный период эксплуатации физически устарело. Такие обстоятельства снижают надежность газотранспортной системы и приводят к образованию локальных узких мест в магистральном транспорте газа.

Газотурбинные установки получили широкое распространение благодаря ряду достоинств, присущих им, таких как обеспечение большой мощности и надежности.

Обеспечение надежности работы ГТС возможно за счет поддержания технического состояния ГПА на требуемом уровне. Определить уровень технического состояния ГПА можно с помощью методов вибродиагностики, трибодиагностики и параметрической диагностики или комплексного применения этих методов.

Для определения уровня технического состояния ГПА используются показатели технического состояния ГТУ и центробежных нагнетателей.

При вычислении показателей технического состояния одним из измеряемых технологических параметров является массовая производительность центробежного нагнетателя.

В настоящее время измерительные устройства параметра производительности центробежных нагнетателей (ЦБН) на компрессорных станциях отсутствуют, что является причиной неопределенности при расчетах показателей (коэффициент технического состояния (КТС)).

Таким образом, для оценки технического состояния газотурбинных ГПА нужно определить КТС по известной методике. Однако отсутствие измерений объемного расхода газа через ЦБН в большинстве случаев не позволяет выполнить достоверный расчет. Рассмотрим возможность расчета КТС по контролируемым штатной системой автоматики параметрам эксплуатации. Для разработки метода воспользуемся интеллектуальным способом обработки информации - методом нейронных сетей.

С учетом огромного потенциала нейронных сетей актуальной представляется задача разработки алгоритма, реализующего нейронную сеть, позволяющего выполнять адекватный расчет КТС по параметрам эксплуатации однотипных ГПА, образующих группу, по нейронной модели однократно обученной.

Применение нейронной сети предполагает наличие обучающей выборки, т.е. ожидаемых выходных сигналов нейрона, представляющих собой показатели технического состояния k Ne.

Значение kNe может находиться в диапазоне от 0,3 до 1,0, причем большие значения коэффициента соответствуют лучшему состоянию ГПА. Разделив этот диапазон на три равные части и присвоив значениям большей трети - +1 («хорошее» состояние ГПА), средней - 0 («среднее» состояние), меньшей - -1 («плохое» состояние), получим одноразрядные числа троично-сбалансированной системы счисления. Зная диапазоны изменения входных параметров, кодируем их аналогичным способом.

На рисунке 3 приведена схема парокомплексного персептрона. Вход сети - это п-мерный вектор, каждый индекс которого может принимать одно из трех значений -1; 0; +1. Первый промежуточный слой состоит из (п2 - п) паракомлексных нейронов, каждый из которых реализует некоторую функцию смешанной 3-2 логики.

Второй промежуточный слой состоит из двух нейронов, реализующих многомерную бинарную конъюнкцию. «Отрицательный» AND (на рисунке 3 обозначен серым цветом) обрабатывает отрицательные сигналы и отсутствие сигналов. «Положительный» AND обрабатывает положительные сигналы и отсутствие сигналов.

Выходной нейрон реализует XOR - подобную функцию, по следующим правилам:

- если «отрицательный» AND выдает TRUE, а «положительный» AND FALSE, то на выходе -1;

- если «отрицательный» AND выдает FALSE, а «положительный» AND FALSE, то на выходе 0;

1-й промежуточный слой

Рисунок 3 - Схема паракомплексного персептрона

- если «отрицательный» AND выдает FALSE, а «положительный» AND TRUE, то на выходе +1.

Первый промежуточный слой обученного персептрона из троичного входного вектора формирует линейно-разделимый бинарный вектор большей размерности. Нейроны второго промежуточного и выходного слоя формируют троичное выходное значение.

Обучающая выборка состоит из пар: входной вектор и соответствующий ему скалярный результат.

Нейроны выходного и второго промежуточного слоя реализуют обратимые функции, т.е. по значению выходного аргумента можно восстановить значение всех входных параметров. Таким образом, для каждого нейрона первого промежуточного слоя остается определить требуемую функцию 3-2 логики. Это возможно поскольку, известны значения входов и выхода каждого нейрона.

Программная реализация паракомплексного персептрона позволяет обрабатывать входные вектора произвольной размерности, поэтому в вычислительном эксперименте использовался полный набор из 21 параметра (параметры контролируемые системой автоматики). В терминах нейронных сетей это пары соответствий входного вектора из п параметров и искомого скалярного значения k Ne .

Результат работы нейронной сети в графическом виде представлен на рисунках 46. На рисунке 4 представлена диаграмма распределения параметра троично-сбалансированной системы счисления (ТСС) в зависимости от значения параметра, соот-

ветствующая коэффициенту технического состояния, равному 0,82 («хорошее» состояние).

Для коэффициента технического состояния, равного 0,72 («среднее» состояние), структура распределения параметра TTC меняется (рисунок 5). Значение TTC для параметров 8,9 становится «0», а для параметров 12,13,14,15,18 - «-1».

О 1

ф т аз и со

2 3 4 5

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Номер параметра

Рисунок 4 - Распределение значений параметров в ТСС нейронной сети для коэффициента технического состояния 0,82

Р 1

1 s S I I 1

■ со см 11 1 8 9 10 11 1 ! ! И | 16 17 18 1 Л"

Номер параметра

Рисунок 5 - Распределение значений параметров в ТСС нейронной сети для коэффициента технического состояния 0,72

Р 1

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Номер параметра

Рисунок 6 - Распределение значений параметров в ТСС нейронной сети для коэффициента технического состояния 0,48

Для коэффициента технического состояния, равного 0,48 («плохое» состояние) структура распределения параметра TTC приведена на рисунке 6. Значение TTC для параметра 16 становится «-1», а для параметров 2,7,11,19 - «0».

Анализ диаграмм показал, что в большинстве случаев «хорошее» состояние ГПА достигается при значениях параметров, близких к максимальным. Исключения составляют 2-й параметр - температура наружного воздуха, 7-й параметр - температура воздуха на входе осевого компрессора и 19-й параметр - температура масла смазки перед аппаратом воздушного охлаждения масла ЦБН.

Обученный паракомплексный персептрон позволяет определить текущее состояние ГПА исходя из показаний приборов штатной системы автоматики.

Апробация метода на тестовых выборках показала, что погрешность расчета данных технического состояния не превышает 2%.

Третья глава посвящена вопросам исследования влияния давления, температуры и их пульсаций на работоспособность магистральных газопроводов, моделирования технологических параметров магистрального транспорта газа, а также интерпретации временных рядов давления газа с позиции теории динамических систем.

Одной из важных задач при эксплуатации магистральных газопроводов является сокращение риска аварийных разрушений. Решение такой задачи позволит повысить работоспособность газопроводов, смягчить экологическую обстановку и обеспечить рациональное функционирование газотранспортной системы в целом. Наибольшее влияние на газопроводы оказывают технологические параметры транспортируемого газа. Поэтому представляется актуальной задача исследования влияния динамики параметров транспортируемого газа.

Актуальным представляется построение статистической модели эксплуатации КС, учитывающей процесс износа и старения на примере ГПА, в зависимости от условий эксплуатации.

Для построения искомой модели использовалась информация, полученная по результатам эксплуатации ГПА на МГ Челябинск-Петровск, Уренгой-Петровск, Уренгой-Новопсков.

Предварительная обработка накопленной статистической информации показала, что можно выделить несколько основных причин отказов ГПА, установленных на КС, работающих на данных газопроводах.

Подобная градация, проведенная на основе вероятностно-статистического анализа факторов, влияющих на отказы ГПА, показала, что продолжительность эксплуатации ГПА в пределах КС, эксплуатируемых в конкретном регионе, определяется условиями их эксплуатации.

Классификацию можно представить также в виде двух укрупненных блоков, приводящих к отказам ГПА:

1) внешние причины, определяемые условиями эксплуатации ГПА;

2) внутренние причины (конструкция ГПА, качество обработки рабочих поверхностей и сборки, тип агрегата).

Такая классификация позволяет применить к имеющейся информации об эксплуатации ГПА в пределах рассматриваемого природно-климатического региона аппарат формально-кинетического анализа.

Такой подход позволяет предположить, что достаточно большой набор N нагнетателей, эксплуатирующихся на одном конкретном магистральном газопроводе, изменяется во времени в соответствии со следующим дифференциальным уравнением:

®^ = -(к1+к2(1))-Ы(1), (1)

<н

где N(0 - текущее количество исправных ГПА на рассматриваемом магистральном газопроводе;

к[ - коэффициент, учитывающий влияние на техническое состояние ГПА внешних причин;

кг - коэффициент, учитывающий влияние на отказы ГПА внутренних причин.

Из анализа величин коэффициентов можно сделать вывод о том, что меньше всего на параметр числа отказов ГПА сказывается влияние причин первой группы (внешние причины).

Произведен анализ влияния на работоспособность МГ внутренних и внешних факторов. Для этого выполнен анализ данных по авариям, случившимся на МГ.

В результате исследований, проведенных в третьей главе, можно заключить, что магистральные газопроводы имеют некоторый запас прочности, позволяющий безопасно их эксплуатировать в течение установленных сроков службы, при соблюдении технологии эксплуатации и технического обслуживания. Однако в процессе эксплуатации МГ во многих случаях изменяют свое проектное положение, особенно такие случаи часто происходят на газопроводах, эксплуатирующихся в сложных инженерно-геологических условиях.

Аналитическое исследование причин возникновения вышеуказанных аварий свидетельствует о том, что современное диагностирование газопроводов, располагающее большим арсеналом различных методов и средств, не может ограничиваться базовыми принципами дефектоскопии, а должно также ориентироваться на решение задач количественной оценки напряжений в трубопроводах, на исследование напряженно-деформированного состояния для снижения воздействия нагрузок на стенки труб и сварные швы.

Следует отметить, что в настоящее время отсутствуют эффективные средства контроля НДС трубопроводов, поэтому вопросы разработки моделей для контроля НДС являются весьма актуальными. Необходимо совершенствовать и разрабатывать новые средства и методы контроля линейной части МГ, разрабатывать компенсирующие мероприятия по обеспечению надежности и безопасности потенциально опасных участков МГ с учетом анализа причин развития и возникновения прошлых аварий.

В четвертой главе рассмотрены вопросы повышения надежности линейной части МГ, что напрямую связано с текущим напряженно-деформированным состоянием подземных коммуникаций.

В настоящее время недостаточно изучены вопросы, связанные с деформацией линейной части МГ, когда он проложен по трассе с различными типами грунтов и нагрузок от механизмов и машин в сложных инженерно-геологических условиях.

Как правило, наибольшую степень аварийности имеют участки МГ, находящиеся в сильно пересеченной местности, и поэтому трубопровод при сооружении составляется из сочетания прямых труб, выпуклых и вогнутых вставок, уложенных с допустимым радиусом упругого изгиба. По трассе изменяются типы грунтов, которые неодинаково деформируются совместно с трубопроводом, причем на одних частях в грунте засыпки может нарушиться свод естественного равновесия, а грунт основания может потерять несущую способность. Вследствие этого трубопровод подвергается воздействию значительных изгибных и продольных напряжений, что может привести к разрушению трубопровода.

Рассмотрим газопровод, который деформируется в неодинаковой степени с грунтом, что вызывается: неоднородными типами грунтов по длине трассы; изменением состояния грунта при его совместной деформации с газопроводом; отличием конструкции газопровода под искусственными препятствиями (железнодорожными и автомобильными переездами) от основной конструкции; наличием переходов через овраги, провалы и т.п.; наличием подводных переходов.

В расчете прочности и устойчивости газопроводов необходимо рассмотреть задачу о НДС газопровода, деформирующегося совместно с прилегающими различными грунтами. Отказы и аварии трубопровода имеют место именно на этих участках, т.к. трубопровод испытывает неодинаковую деформацию (по длине участка), что приводит его к значительным изгибным напряжениям.

Особым случаем является НДС газопровода, когда в ходе трассовых ремонтных работ осуществляется прохождение ремонтной техники над подземным газопроводом по временному специально оборудованному переезду.

Необходимо выявить влияние изменившихся грунтовых условий и параметров эксплуатации газопровода на его напряженно-деформированное состояние под железнодорожными и автомобильными переездами. В ранее принятых расчетных моделях НДС газопровода, который находится в металлическом кожухе или под бетонной плитой, он моделируется балкой на упругом основании бесконечной длины. В этой постановке не учитывается изменение грунтовых условий по длине газопровода, а также не учитывается воздействие на изгиб эквивалентного продольного усилия, вызываемого внутренним рабочим давлением и температурными напряжениями. Величина этого усилия зависит от степени защемления газопровода грунтом.

Дана постановка задачи о НДС газопровода под переездом, для случая, когда по длине трассы грунты неодинаковы, а также учитывается воздействие внутреннего рабочего давления, температурных напряжений на изгиб газопровода и воздействие наземных нагрузок (транспортных средств). Для выявления влияния вышеприведенных факторов, в целях упрощения анализа принимается, что трубопровод составлен из прямолинейных труб.

Рассматриваемый участок трубопровода условно разбивается на три части - средняя и две крайние, которые отличаются в крайних частях от средней части условиями на-гружения и грунтовыми условиями (рисунок 7). Длина средней части равна ширине переезда.

В таких условиях нагружения находятся переходы трубопроводов под временными автомобильными дорогами (далее переездами), а также при случайных проездах транспортных средств.

Для крайних частей 2 и 3 грунтовые условия и условия нагружения газопровода идентичны. В средней части, т.е. в части 1, вследствие воздействия проезжающей ремонтной техники грунтовые условия изменяются. В этой части на газопровод, кроме веса трубы с газом и давления грунта, дополнительно воздействует вес самого переезда, вес ремонтной техники. Здесь газопровод деформируется совместно с грунтом и элементами конструкции переезда, например, слоями бутового камня, щебня и др.

Для каждой части условного разбиения введем локальную прямоугольную систему координат. Начало координат для средней части находится в ее середине (т.О), для крайних частей 2 и 3 - соответственно в точках А и С. Для описания НДС каждой части применим уравнения продольно-поперечного изгиба полого стержня в упругой среде, моделирующего трубопровод. Для средней части 1 уравнение, описывающее изгиб трубопровода, имеет вид

^Х ¿X , ц. (2)

с&4 Е7 <кх1 Е] 0 Е:'

где \У0 =Ш0(;с) - неизвестная функция, описывающая прогиб газопровода в средней части;

5 = Ро. /гс< - равнодействующая продольных усилий в сечении трубы, равная разности силы воздействия внутреннего давления р0 в поперечном сечении трубы «в свету» и продольного усилия Л^ в поперечном сечении стенки трубы;

Д,„ - внутренний диаметр трубы;

Е,ц- модуль упругости и коэффициент Пуассона металла трубы соответственно; а - коэффициент линейного расширения металла трубы;

Л; - температурный перепад, равный разности температур эксплуатации и замыкания трубы при строительстве;

7*1 - площадь поперечного сечения стенки трубы;

- кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления;

суо - обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунта средней части 1; 7- осевой момент инерции поперечного сечения стенки трубы;

Яуо =Яуо(х) - вертикальная нагрузка, включающая давление грунта на газопровод, вес переезда и проезжающей ремонтной техники, вес трубопровода с газом.

Условия нагружения примыкающих частей 2 и 3 и их грунтовые условия отличаются от соответствующих характеристик средней части. Поэтому для описания НДС этих частей 2 и 3 пользуются дифференциальными уравнениями, которые отличаются от соответствующих уравнений средней части, и они имеют следующий вид:

¿х' ~Ы ±х2 Е] Е] ' (4)

где № =1№(х) - неизвестная функция, подлежащая определению и описывающая прогиб вышеуказанных частей газопровода;

Чу = ЧУ (*)- вертикальная нагрузка, определяемая аналогично средней части, но без учета воздействия веса переезда и ремонтной техники;

СуоО - обобщённый коэффициент нормального сопротивления грунта для примыкающих частей 2 и 3.

При определении величины вертикальной распределенной нагрузки учитывается образование в грунте над трубой свода естественного равновесия. Поэтому она определяется по разным формулам - при наличии и нарушении свода естественного равновесия грунта. Реакция грунта при вертикальном перемещении трубы вниз также определяется по разным формулам в зависимости от деформации грунта в упругой и пластической области.

Для решения дифференциального уравнения (2) должно выполняться условие симметрии. В узлах сопряжения средней части 1 и примыкающих к ней частях 2 и 3 должны выполняться условия сопряжения решений дифференциальных уравнений (2) и (4), т.е. здесь должны быть равны прогибы, углы поворота продольной оси трубы, изгибающие моменты и поперечные силы. Решение дифференциального уравнения (4) на концах рассчитываемого участка должно удовлетворять условиям затухания, т.е. здесь оно

должно описывать проседание трубопровода пропорционально поперечной нагрузке и нахождение трубы в горизонтальном положении.

Дифференциальные уравнения (2) и (4) в случае принятия знака «плюс» » во втором слагаемом перед S, будут моделировать трубопровод, концы которого защемлены грунтом. В случае, когда принимается знак «минус» во втором слагаемом перед S,, эти дифференциальные уравнения будут описывать НДС трубопровода с компенсатором. Интерес представляет случай, когда Sx =0, который соответствует моделированию трубопровода стержнем в упругой среде, не испытывающего деформаций растяжения - сжатия в продольном направлении. В этом случае в расчете НДС переезда пренебрегается воздействием внутреннего рабочего давления.

Интегрируя совместно дифференциальные уравнения (2), (4) с учетом вида распределения внешней нагрузки qy0(x), qy(х), а также удовлетворяя полученные решения

условиям сопряжения решений и условиям симметрии решения дифференциального уравнения (2), а также условиям затухания решения дифференциального уравнения (4), находим постоянные интегрирования решений дифференциальных уравнений. Эти решения определяют НДС трубопровода.

Далее представим решение задачи о НДС переезда для случая, когда концы примыкающих частей защемлены грунтом. Для этого случая общее решение дифференциального уравнения (2) имеет следующий вид

W0(x) = Cxchacx ■ cos рах + C2cha„x • sin Дх +

q (5)

+ C3chaox • cos ¡3x + Cfhax ■ sin ¡ix + ~-,

где

a h-S*—; (6)

EJ ]¡ y¡EJ ■ CycDH

в = 1+ ■ S' (7)

И' J EJ ]¡ 4EJ-C¡0Dh

Решение (5) должно удовлетворять условиям симметрии. Для выполнения этого условия необходимо в решении (5) принять постоянные интегрирования С2 = С3 = 0. Тогда вместо (5) получим следующее выражение, описывающее прогиб части 1

Wo (*) = Ctchaox ■ cos P0x+C4chaox ■ sin Дх-t- y° . (8)

t-yO^H

Для удовлетворения условий сопряжения (5) частей 1 и 2, 1 и 3 необходимо найти

wá W = (fltoshaox • cos Pox - pchax ■ sin ¡íx) ■ C, + +(aochaox- sin Д„х + p0shaox-eos fiox) • C4; (9)

W^(x) = [{a2a - fil )chaox ■ eos Pox - 2aoposhax • sin Pcx)] ■ C, + + [« " Pl)shax • sin pox + 2aJochaox ■ eos Pox)] ■ C4 ' (W)

CW = [(«o -bp¡ao)shaox-eos p„x-(pl- З^Д,)^«,*-sin Дох)]-С, + + [(аг03-Ър1ао)ска0х-%тр0х+(Ъа10р0 -P¡)sha,x-eos pax)]-C4.

Дифференциальное уравнение (4) для примыкающих частей 2, 3 имеет следующее общее решение:

W(x) = е°* (В, cos Рх + В2 sin Дс) + е"» (В3 cos Дс + В4 sin Дс) + , (12)

СуоРн

rae gü=j£s¡£s.. Il- S< (13)

11 £7 ^ ^jEJ ■ Cya¡DH

B¡, В2, В3, Bt - постоянные интегрирования.

В рассматриваемом случае, когда ^ > 0, на концах участков 2 и 3 трубопровод находится в горизонтальном положении. Для выполнения этого условия необходимо в (12) принять В3 = В4 = 0 .Тогда это решение примет (следующий) вид:

W(x) = е'т (В, cos Рх + В2 sin Рх) + Чу . (15)

С\D„

Далее находим W (х), W'(x) и IV" (х):

W"(x) = -е™[-(or- cosРх-Р-sinДс)• В, + (-«-sinДс + Д-cosДс)]; (16) W (*) = -е™[(а2 - Д2) • (В, • cos Дс + В2- sin Дс) + 2аД(В, • sin ДгВ2 • cos Дс)]; (17) W"' (jc) = -еач[(Ър2а- ai){Bl cos Д х + В2 sin Дс) + (Д2 - Зог2Д )(5, sin Рх - Вг cos Д *)]. (18)

Далее, подставляя (8) - (11) и (15) - (18) в условия сопряжения решений для частей 1 и 2, а также частей 1 и 3, получим следующую систему из 4-х линейных алгебраических уравнений, где неизвестными являются постоянные интегрирования С,, С2, В,, В2:

- В, + OB1+C,cha0l0 • cos ßala + CtshaJ0 ■ sin Д/0 = -

yol И уоо Н

Щ - ßB1 + (a0sha0l0 • cos ß0l0 - ßcha0la ■ sin Д,/0)С, + + (a0sha0l0 ■ sinßj0+ßcha0l0-cosß0l0)-С, = 0;

- (а2 - ß2) • В, + 2ö0 ■ ß2 + [(а02 - А2 )сйаого • cos ß0l0 -

■ -2a0ß0sha0l0 -sin/yj-Q + [« -ßt)sha0l0 -sin ДД + (19)

+ 2a0ß0chaJ0 ■ cos Д/0] • C4 = 0;

- (3 ß'a-c?)- ß, + (/Г -За2/?) • ß2 + [(а05 -ЗДЧ)-

■sha0l0-cos ß0l0+(ßt-3alß„)-cha,,!,-sin ß0l0] + [(a^-3ßX) ■ chaal0 -sin Д/0 + (3<Д-ßl)shaja -cos Д,/0]-С4 =0

Решение системы линейных алгебраических уравнений (19) осуществляется методом Гаусса.

Таким образом, построена математическая модель НДС переезда, состоящая из описания постановки задачи, совместного решения представленных дифференциальных уравнений. Необходимо отметить части условного разбиения подземного трубопровода, которые отличаются типами грунтов, условиями нагружения и конструктивными особенностями. НДС и устойчивость трубопровода в этих условиях описывается различными уравнениями. С учетом условий совместной деформации участков, отличающихся типами грунтов, условиями нагружения, конструктивными особенностями, получено решение, которое описывает НДС и устойчивость всего трубопровода. Эти решения зависят от параметров а и ß. Для трубопровода, концы которого защемлены, они определяются по одним формулам, для трубопровода с компенсатором по другим формулам. Для случая, когда в расчетах пренебрегают воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода, параметры а и ß вычисляются по третьим формулам. Таким образом, параметры имеют вполне конкретный физический смысл и позволяют моделировать НДС трубопровода с помощью классических уравнений продольно-поперечного изгиба полого стержня в упругой среде для случаев его сжатия или растяжении в продольном направлении, а также в случае, когда он не испытывает деформаций растяжения - сжатия.

На основании специально разработанной модели для различных случаев постановки задачи построены эпюры НДС.

Составлена методика расчета НДС трубопровода, находящегося под специально оборудованным переездом, с учетом воздействия нагрузки от веса гусеничных и колесных машин. Она состоит из следующих этапов.

На первом этапе расчета задаются следующие исходные данные: физико-механические характеристики грунтов под переездом и в примыкающих к нему участков с учетом изменения величины крепости грунта при эксплуатации переезда; геометрические и жесткостные характеристики составляющих слоев конструкции переезда, которые влияют на отпор подстилающего переезд грунта; физико-механические и геометрические характеристики трубы; параметры эксплуатации газопровода.

На втором этапе расчета вычисляются промежуточные параметры, такие как площадь поперечного сечения трубы «в свету», статический момент инерции и изгибная жесткость поперечного сечения стенки трубы, обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунтов под переездом и в прилегающих участках, эквивалентное продольное усилие и его критическое значение с учетом изгибной жесткости трубы и сопротивления грунта вертикальным перемещениям трубопровода, давление грунта на трубу с учетом образования свода обрушения грунта и т.д.

На третьем расчетном этапе определяются коэффициенты систем линейных алгебраических уравнений для трех вышеприведенных случаев совместной деформации газопровода с грунтом:

1) без учета воздействия на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений;

2) с учетом воздействия на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений;

3) с учетом воздействия внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода с компенсатором.

На четвертом этапе расчета осуществляется решение системы линейных алгебраических уравнений методом Гаусса, а также выполняется проверка полученного решения на точность.

На пятом этапе расчета составляется выражение прогиба газопровода для участка под переездом и прилегающих участков, по которому производится расчет и по его результатам строятся эпюры прогиба.

На шестом этапе осуществляется стыковка решений в узлах сопряжения расчетных участков по специально составленным программам. Далее строится эпюра прогиба для всего рассматриваемого участка газопровода.

По вышеизложенной методике были осуществлены расчеты НДС переезда.

Расчет НДС газопровода выполнен для малопросадочных грунтов, что выражается неизменяющимися значениями физико-механических характеристик фунта, в частности, величина крепости грунта, определяющая давление грунта и ремонтной техники на газопровод, принимает постоянное значение.

Рассмотрены два случая возможных совместных деформаций трубопровода с грунтом.

В первом случае свойства грунта под переездом и в прилегающих к нему участках одинаковы, а их числовые значения приняты по данным проектно-исполнительской документации. В грунте над трубой образуется свод естественного равновесия.

Во втором случае нарушаются крепость грунта под переездом и свод естественного равновесия в результате сезонных изменений состояния грунта и длительного воздействия движущейся ремонтной техники по переезду. Были выполнены расчеты прочности и устойчивости для этих двух случаев деформации грунта под переездом по вышеописанным вариантам постановки задачи, построены эпюры основных характеристик НДС трубопровода, осуществлена оценка его прочности и устойчивости согласно положениям СП 36.13330.2012. Их анализ позволил сделать следующие выводы:

1) построена математическая модель НДС и устойчивости подземного газопровода, деформирующегося совместно с различными типами грунтов, с учетом воздействия наземных нагрузок при ремонтных работах. Эта модель позволяет обосновать конструкцию переездов различных типов, а также оценить прочность и устойчивость действующего газопровода;

2) для повышения надежной работы переезда при его эксплуатации в весенне-осенний период, когда возможно переувлажнение грунта, рекомендуется снижать рабочее давление на 50%, усовершенствовать конструкции самого переезда, дополнять конструкции трубопровода компенсирующими устройствами, которые могут разгрузить трубопровод от чрезмерных изгибных напряжений до 60%;

3) когда грунт под переездом исчерпал свою несущую способность, параметры эксплуатации, как и вес трубы с газом, давление грунта на трубу, определяют в одинаковой степени характеристики изгиба трубопровода;

4) признаком нестабильного положения трубопровода под переездом является зависимость характеристик изгиба от параметров эксплуатации. Это, в свою очередь, сви-

детельствует о наличии потенциально опасного сечения трубопровода под переездом. Дополнение конструкции трубопровода под переездом компенсатором разгружает его от чрезмерных изгибных напряжений и ликвидирует потенциально опасное сечение.

Пятая глава посвящена исследованию НДС и устойчивости трубопровода в сильнопересеченной местности при замене изоляционного покрытия трубопровода. Поскольку после переизоляции трубопровода и его укладки в траншею и засыпки грунтом изменяются условия эксплуатации трубопровода, например степень защемления его грунтом, то необходимо осуществить расчетное обоснование обеспечения прочности и устойчивости трубопровода контролем его НДС на этапах капремонта.

Выполнение работ по ремонту изоляционного покрытия определило ряд следующих проблем:

- малый спектр разрешенных к применению изоляционных материалов (покрытие в частности, на основе ленты ЛИАМ вообще запрещено к применению при переизоляции магистральных газопроводов; покрытие на основе материала «РАМ» разрешено к опытно-промышленному применению). Фактически для выполнения широкомасштабной Программы по ремонту изоляционного покрытия магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на сегодняшний день имеется только один материал - изоляционное покрытие на основе мастики «Транскор - Газ»;

- большое количество аномальных швов на газопроводах строительства 70-х г.г. и старше. Выполнение требований НТД по нормам отбраковки аномальных стыков приводит либо к привлечению дополнительных сил для устранения дефектов (удорожание выполняемых работ), либо к дополнительному времени на выполнение ремонта участка газопровода (внеплановое продление работ);

- отсутствует высокопроизводительное диагностическое оборудование в составе изоляционной колонны (наружный сканер-дефектоскоп). Особая востребованность такого оборудования проявляется на участках переизоляции, где не проводилась предварительная внутритрубная диагностика;

- отсутствует ведомственный руководящий документ по организации и проведению ремонта изоляционного покрытия.

Необходимо проводить тщательную экспертизу проектов с целью выполнения прогнозирования изменений природных условий в процессе строительства и ремонта магистральных трубопроводов. Так, например, при переизоляции участка трубопровода в осенний период, проходящего по пересеченной местности (Уральские горы), вскрытый днем участок был оставлен на ночь. В результате температурных деформаций труба разо-

шлась по кольцевому шву. Это подтверждает необходимость учета изменения напряженно-деформированного состояния при проведении обычных регламентированных работ.

Профиль трубопровода, проложенного в условиях Западной и Восточной Сибири, является чрезвычайно сложным. Он содержит наиболее полную информацию по грунтам и самой трубе, условия сооружения и эксплуатации трубопровода (абсолютные отметки; типы грунтов с указанием их несущей способности; глубина заложения и высота засыпки грунта; радиусы естественного изгиба оси трубы; радиусы и углы поворота гнутых и сварных отводов; длины участков с постоянным уклоном; характеристика труб с указанием диаметра и толщины стенки; категории участков трубопровода), которую необходимо учитывать в расчетах прочности и устойчивости трубопровода. Такой расчет может быть осуществлен только численными методами расчета НДС трубопровода.

Расчетной схемой газопровода является продольный профиль участка, где указаны инженерно-геологическая характеристика грунтов, глубина заложения трубы, планировочные отметки, уклоны участков газопровода и их длины, конструкция газопровода, составленная из прямолинейных труб, кривых выпуклых и вогнутых вставок, категория участка и геометрическая характеристика труб. Рассчитываемый участок газопровода в зависимости от его вышеописанных характеристик условно делится на части, в которых эти характеристики являются одинаковыми. Для каждой части разбиения составляется основная система дифференциальных уравнений, которая описывает НДС стержневого элемента трубчатого сечения, моделирующего участок трубопровода, состоит из нелинейных геометрических соотношений, нелинейных уравнений равновесия для стержневого элемента, моделирующего трубопровод, соотношений, описывающих связь между деформациями и напряжениями, а также уравнений равновесия. Нелинейные геометрические соотношения описывают связь между деформациями растяжения - сжатия трубы в продольном направлениями и ее продольным перемещением, а также связь между деформациями изгиба трубы и ее прогибом. Они справедливы при прогибах, величина которых может достигать порядка радиуса трубы. Уравнения равновесия составлены с учетом наличия в конструкции трубопровода выпуклых или вогнутых вставок, поэтому в них задается радиус кривизны этих вставок. Эти уравнения также описывают совместные деформации трубопровода с грунтом. Реакция грунта задается обобщенными коэффициентами нормального сопротивления грунта прогибу трубы и ее сопротивлению продольному перемещению.

Эта система уравнений представляется в виде нормальной системы дифференциальных уравнений, которую можно интегрировать численными методами с учетом условий сопряжения частей, условного разбиения рассчитываемого участка. Условия сопря-

жения частей дают систему алгебраических уравнений, в которых неизвестными являются компоненты векторов обобщенных перемещений и усилий узлов сопряжения.

В этой главе получена система дифференциальных и алгебраических уравнений, описывающих НДС и устойчивость участка трубопровода в условиях ремонта: переизоляции и замены подводной части подводного перехода.

В качестве примера был рассмотрен участок реального газопровода длиной 650 м, который является наиболее пресеченным, где его пересекает долина ручья. Перепад высот на левом склоне составляет 41 м. Угол наклона трубопровода меняется неравномерно по длине от 0,093 до 0,246. Здесь газопровод спускается по склону оврага к ручью. Там, где газопровод поднимается по правому склону оврага, перепад высот равен 59 м. Следовательно, правый склон является более крутым. Здесь угол наклона трубы также изменяется неравномерно от 0,244 до 0,048. Характеристика грунтовых условий включает:

на левом склоне грунтом основания является алевролит малопрочный зеленовато-

серый, засыпка - из дресвяного грунта с супесчаным зеленовато-серым заполнителем 33 %;

- дно оврага (в районе ручья) сложено из глины мягкопластичной до текучепла-стичной, зеленовато-серая, слабозаторфованная, с прослойкой песка;

- на правом склоне грунтом основания является также алевролит малопрозрачный зеленовато-серый (в нижней части склона), затем, в верхней части правого склона - песчаник средней прочности желтый трещиноватый.

Глубина заложения нижней образующей трубы переменна по длине:

- на левом склоне изменяется от 2.27 м до 3,54;

- на правом склоне - от 2,37 м до 3,33 м.

В очень сложных условиях находится участок газопровода, составленный из сочетания выпуклых и вогнутых кривых вставок и прямых труб.

На первом этапе расчета НДС переуложенного переизолированного газопровода был рассмотрен случай, когда на дне оврага грунт (глина мягкопластичная до текучепла-стичной, слабозаторфованная, с прослойкой песка) деформируется в пластической области: здесь возможно образование участка предельного равновесия и потеря несущей способности грунта. Для выявления влияния на прочность и устойчивость трубопровода его параметров эксплуатации расчет был выполнен также без учета воздействия внутреннего давления и температурных напряжений), т.е. переизолированный газопровод уложен, засыпан, но газ еще не подан. Далее в качестве примера представим эпюры прогиба и из-гибных напряжений трубопровода для вышеописанного первого этапа расчета (рисунок 8).

146.968195799088

127.168362312645 118.36643631867 109.568510324695 100.76858433072 91.9686583367456

83.1687323427708 74.3688063487961 65.5688303548213

7.9690283668717

39.1691023728969

30.3691763789221 21.5692503849473 12.7693243909726 3.96939839699777 -5.83052759697702

22.4303795849266

31.2303055789014 »10.0302315728 762

-45.8301575668509

57.6300835608257

75.2299355487753

Эпюра изгибных напряжений трубопровода

Рисунок 8- Эпюры прогиба и изгибных напряжений (ро=0,1 МПа, А1 =0°С)

Сопоставление результатов расчета для газопровода в рабочем состоянии и после его засыпки грунтом до подачи газа показывает, что:

1) максимальное значение прогиба в середине пролета на дне оврага в рабочем состоянии газопровода увеличивается с 0,584 м до 0,776 м, т.е. в 1,3 раза (30%);

2) максимальное значение пролетных изгибных напряжений увеличивается с 147 МПа до 220 МПа, т.е. в 1,5 раза ( 50%);

3) максимальное значение опорных изгибных напряжений увеличивается с минус 75 МПа до минус 116 МПа, т.е. в 1,5 раза ( 50 %).

Выявленная зависимость характеристик изгиба газопровода от параметров эксплуатации свидетельствует о нестабильном положении газопровода на рассматриваемом участке. Установлено, что нестабильное положение газопровода способствует его отказу.

Поэтому в данном случае необходимы мероприятия по обеспечению стабильности положения газопровода, что повысит его надежность.

На втором этапе расчета НДС переуложенного и переизолированного газопровода рассматривается его состояние после проведения мероприятий, которые обусловили деформацию грунта в упругой области на всей длине рассчитываемого участка. Расчеты НДС были выполнены так же, как и на первом этапе, для двух случаев: 1) газопровод находится в_рабочем состоянии (ро=7,4 МПа, Д1 =35°С); 2) газопровод засыпан грунтом до подачи газа (ро =0,1 МПа, М =0°С).

Сопоставление расчетных значений основных характеристик НДС для этих двух случаев нагружения газопровода показывает совпадение характера изменения эпюр и их числовых значений. Их отличие не превысило 5%. Следовательно, характеристики изгиба не зависят от параметров эксплуатации и выполненные мероприятия обеспечили стабильное положение газопровода.

С помощью разработанной методики определения НДС при переукладке переизолированного газопровода можно осуществить мониторинг прочности и устойчивости при других технологиях работ, в частности, на всех этапах возвращения подземного газопровода в проектное положение: снятие грунта, подбивка газопровода грунтом, засыпка траншеи, подача рабочего давления.

Шестая глава посвящена исследованию НДС и технологии обеспечения прочности и устойчивости подводного газопровода с учетом параметров эксплуатации и балластировки.

К подводным переходам относятся участки трубопроводов, пересекающих естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища), шириной более Юм по зеркалу воды в межень и глубиной свыше 1,5 м.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды проектируются на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды, требований по охране рыбных ресурсов и окружающей среды.

Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются для:

- многониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах;

- однониточных переходов - участок, ограниченный горизонтом высоких вод (ГВВ) не ниже отметок 10%-й обеспеченности.

Створы переходов через реки выбираются на прямолинейных устойчивых плесовых участках с пологими, неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода необходимо, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами.

При расчете устойчивости против всплытия подводного трубопровода, пересекающего реки, желательно учитывать вертикальную и горизонтальную составляющие силового гидродинамического воздействия потока воды на трубу в процессе укладки трубопровода на дно траншеи.

Газопровод, проложенный по пересеченной, периодически обводняемой местности, а также через болота, водотоки, водоемы, карстовые воронки, заполненные водой, может находиться частично или полностью под водой. В зависимости от степени обводнения грунты основания и засыпки могут перейти в жидкопластическое состояние. Когда по трассе газопровода имеются карстовые пустоты или пустоты иного происхождения, закрытые сверху грунтом, в случае их обводнения труба полностью или частично находится под водой. Во всех описанных случаях на газопровод дополнительно действует нагрузка от выталкивающей силы воды, а сопротивление обводненного грунта поперечным и продольным перемещениям трубы уменьшается. Поэтому возможно всплытие трубопровода, изгиб его вверх, но на ограниченном участке. Подобные деформации испытывает трубопровод при взаимодействии с единичным бугром пучинистого грунта. При наличии начальной кривизны продольной оси трубопровода, имеющего резкопересеченный продольный профиль, или при значительной деформации трубопровода на изменение кривизны его продольной оси будут влиять дополнительно эксплуатационные нагрузки. Выше описанное свидетельствует о том, что условия эксплуатации такого газопровода можно классифицировать как сложные инженерно-геологические и технологические.

Общая постановка задачи о НДС газопровода, проложенного в данных условиях, и методы её решения осуществлены в предыдущей главе. Здесь выделим особенности постановки и решения задачи для газопровода, частично или полностью находящегося в воде. Основной особенностью является воздействие выталкивающей силы воды.

В общем случае будем предполагать, что рассчитываемый участок газопровода содержит обводненные части, которые полностью или частично находятся в воде или в разжиженном грунте. В случаях, когда обводненные части являются подземными, они могут быть сверху покрыты грунтом (например, в карстовой обводненной местности).

На начальном участке перегона между двумя компрессорными станциями газопровод находится под действием высоких значений рабочего давления и температуры газа. Поэтому необходимо выполнить исследование влияние параметров эксплуатации газопровода, пересекающего водную преграду. Физическая картина всплытия участка газопровода, составленного из прямых и выпуклых и вогнутых вставок и деформирующегося совместно с различными типами грунтов на прилегающих участках, является сложной. Для выявления характера воздействия выталкивающей силы воды, а также внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на величину стрелы арки подъема, рассмотрим на первом этапе следующую задачу в упрощенной постановке.

В работе произведено исследование НДС участка газопровода, средняя часть которого находится полностью в воде, а примыкающие к ней слева и справа части находятся в грунте. Здесь рассматривается трубопровод, составленный из прямолинейных труб: Ь„ — длина средней части рассчитываемого участка трубопровода, находящейся под водой; Ь] и Ь2 — длины примыкающих к подтопленной части подземных участков трубопровода, деформирующиеся совместно с грунтом. Левый и правый концы примыкающих подземных участков находятся в горизонтальном положении. Здесь трубопровод защемлен грунтом и не испытывает деформаций изгиба и кручения. Расчетная схема подземных частей аналогична этой части, представленной на рисунке 7. В средней части вместо подземной части находится подводная часть, на которую действуют вес трубы, вес находящегося в трубе газа и выталкивающая сила воды.

Поскольку целью исследования является установление влияния давления и температурных напряжений на НДС трубопровода, то рассматривается случай, когда трубопровод изготовлен из прямолинейных труб, а примыкающие слева и справа подземные участки находятся в одинаковых грунтовых условиях. Были выполнены расчеты и построены эпюры подводного перехода для различных длин подводной части и параметров эксплуатации трубопровода. Для примера на рисунке 9 приведены эпюры изгибных напряжений и прогиба для случая, когда Ьа= 36 м, ро=7,4 МПа, А1 =35°С.

Анализ результатов расчета для случая, когда Ь0= 24, Ь„ = 36 м , Ьа= 48м (ро=5МПа, Л1 = 35°С), показывает, что на концах участка, где трубопровод защемлен грунтом, он не испытывает деформаций растяжения - сжатия, поскольку при рассчитываемых значениях параметров эксплуатации имеем значение напряжений от продольного усилия, которое равно нулю. Необходимо отметить, что значение напряжений на концах рассчитываемого участка не задается, а следует из решения задачи, что подтверждает достоверность результатов расчета.

а) изгибные напряжения

Рисунок 9 - Эпюры изгибных напряжений и прогиба подводного перехода (Ьа = 36 м, ро=7,4 МПа, А1=35°С).

В отличие от примыкающих подземных участков, защемленных грунтом, растяжение-сжатие которых зависит от параметров эксплуатации, растяжение трубопровода в средней части вызывается воздействием не только давления и температурных напряжений, но и изгибом трубопровода при его всплытии, т.е. стрелой подъема, определяемой длиной всплывающего участка.

В случае, когда длина обводненной части Ь0 = 54 м, значение напряжений от продольного осевого усилия не превосходит 1 МПа. Поэтому в практических расчетах для данного трубопровода с длиной обводненной части порядка 50 м продольные осевые напряжения ат можно считать постоянными. Следовательно, продольное усилие и эквивалентное продольное усилие будут постоянными по длине рассчитываемого участка и для описания НДС трубопровода можно использовать классическое уравнение продольно-поперечного изгиба стержня.

Установлено, что для трубы 0 720 мм и длиной обводненной части Ь0 = 24 м высота стрелы подъема (прогиб \¥) не превышает 0,15 м и практически не зависит ни от величины давления, ни от температурного перепада. В свою очередь, растяжение-сжатие трубопроводов в продольном направлении определяется только параметрами эксплуатации и практически не зависит от степени всплытия трубопровода.

Таким образом, задача определения характеристик изгиба всплывающего участка и задача определения уровня растяжения-сжатия в продольном направлении этого участка могут быть решены независимо друг от друга.

Опыт эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Чайковский», суммарная длина которых составляет около 10000 км, свидетельствует о том, что большинство отказов и аварий происходит в весенний период с повышением температуры грунта (во второй половине апреля). Это можно объяснить ослаблением защемления грунтом газопровода и увеличением температурных напряжений, приводящих к росту эквивалентного продольного усилия, воздействие которого способствует потере устойчивости и разрушению трубопровода.

Для выявления степени влияния внутреннего давления на стрелу арки подъема всплывающего участка был выполнен расчет НДС газопровода для следующих значений внутреннего давления р0-0; 1,5; 3; 5 МПа. При этом принималась температура эксплуатации газопровода равной температуре его замыкания при сооружении, т.е. А1 = 0°С.

Установлено, что для трубопровода, находящегося в стабильном положении, стрела арки подъема которого определяется только выталкивающей силой воды, изменение давления в указанных пределах не оказывает значительного влияния

Проведенные исследования НДС всплывающего участка газопровода показали сложный характер влияния давления и температурных напряжений на стрелу подъема газопровода.

В случае, когда трубопровод прогибается вниз, что имеет место в балочных переходах, увеличение давления в трубопроводе приводит к росту вертикальной составляющей нагрузки за счет роста веса газа, действующей вниз, а также порождает эквивалентное продольное усилие, которое, начиная с определенной длины пролета, способствует росту прогиба трубопровода.

Совершенно иная картина влияния давления на изгиб имеет место для трубопровода, находящегося в воде.

Увеличение давления в газопроводе имеет в данном случае двоякий эффект:

1) растет вес газа в трубе, действующий сверху вниз и уменьшающий выталкивающую силу воды;

2) увеличивается воздействие эквивалентного продольного усилия, которое способствует подъему трубы вверх.

При совместной деформации всплывающего участка с примыкающими к нему подземными участками довольно сложно было выявить влияние давления и температурных напряжений на стрелу подъема всплывающего участка, поскольку продольное усилие в стенке трубы является переменным вследствие неодинаковых условий нагружения трубопровода по длине и влияния изгиба на растяжение-сжатие трубопровода.

Анализ НДС после засыпки уложенного участка подводного трубопровода и прилегающих участков показал, что трубопровод находится до подачи газа в сложном напряженно-деформированном состоянии. После подачи газа трубопровод будет испытывать воздействие внутреннего рабочего давления и температурных напряжений, которое приведет к дополнительным изгибным деформациям подводного перехода, что, в свою очередь, может обусловить его непроектное положение: всплытие, потеря устойчивости, смятие и разрушение трубопровода.

Расчет НДС участка газопровода после его замыкания с магистралью и с рабочим давлением выполнен по ранее изложенной методике. В расчете дополнительно задаются параметры эксплуатации, отличные от нуля: внутреннее рабочее давление р0 =5,4-5-7,5 МПа и перепад температуры А/ = 32-5-50 °С.

Сравнение эпюр (после подачи газа) с соответствующими эпюрами (до подачи газа) показывает:

- после подачи газа с давлением 5,4 МПа подземные прилегающие участки на левом и правом склонах остаются защемленными грунтом, поэтому трубопровод не испытывает на этих склонах, как и до подачи газа, изгибных деформаций и деформаций растяжения-сжатия;

- положение подводной части, которое описывается формой изгиба, после подачи газа практически не меняется. Это можно сказать и в отношении экстремальных значений прогиба и изгибных напряжений;

- после подачи газа используемые пригрузы УБО и УТК, как и до подачи газа, выполняют свои функции, т.е. обеспечивают плотное прилегание под верхней образующей трубы (ра= 5,4 МПа, Л =32 °С) водной части к дну траншеи;

- после подачи рабочего давления, также как и до подачи газа, выполняется условие прочности при воздействии расчетных и нормативных нагрузок.

В качестве примера рассмотрено расчетное обоснование технологии работ на этапах капитального ремонта подводного перехода магистрального газопровода. Участок газопровода, который заменяется при выполнении ремонтных работ, имеет длину 130 м. Он составлен из прямых труб 720 х9 мм в сочетании с кривыми выпуклыми и вогнутыми вставками с радиусом кривизны 35 м. Он будет забалластирован грузами: кольцевыми утяжелителями (УТК) и охватывающими бетонными утяжелители (УБО). Необходимо расчетным путем обосновать технологию капитального ремонта подводного перехода: оценить прочность трубопровода после соединения забалластированного заменяемого участка с основной ниткой газопровода, засыпкой грунтом прилегающих подземных участков, а также погружения в воду забалластированного заменяемого участка. Этот участок находится в сложном напряженно-деформированном состоянии (НДС). Он составлен из прямолинейных труб, кривых выпуклых и вогнутых вставок. Подземные участки деформируются совместно с различными типами грунтов, при этом высота засыпки грунта, угол наклона трубы являются переменными по длине трассы. Подводный участок забалластирован грузами УТК-720-24 в количестве 17 комплектов. Пойменный левый участок забалластирован двумя комплектами грузов УБО-3 (720 мм), правый тремя комплектами УБО-3 (720 мм). На правом участке в вертикальной плоскости кроме весовых нагрузок (вес трубы с футеровкой, вес газа, вес грузов) действует выталкивающая сила воды.

Рассчитываемый участок газопровода общей длиной 440 м, который состоит из заменяемой подводной части и прилегающих к ней слева и справа подземных участков, разбивается условно на 44 части в зависимости от вышеуказанных условий трассы. Для всего участка, а также для каждой части разбиения составляются исходные данные расчета. Например, исходные и расчетные данные для подземных участков, прилегающих слева или справа к подводному переходу, составляют: номер части условного разбиения участка трубопровода и ее длина; угол наклона продольной оси к горизонту в начале и в конце этой части; если описываемая часть участка составлена из кривой вставки, то здесь задается радиус кривизны выпуклой или вогнутой вставки; модуль деформации и коэффициент Пуассона грунта; удельный вес грунта; вес массива грунта засыпки длиной в 1 м и

шириной диаметра трубы; коэффициент сцепления, несущая способность, обобщенный коэффициент нормального сопротивления и коэффициент касательного сопротивления грунта; глубина заложения и расстояние от верха засыпки до оси трубы; коэффициент, отражающий образование свода обрушения грунта; предельные сопротивления грунта продольным и вертикальным перемещениям трубы вверх; ширина свода равновесия, коэффициент крепости и высота свода равновесия грунта; вес 1 м трубы; вес газа в 1 м трубы; вес 1 м трубы с газом; вертикальная составляющая нагрузки от давления грунта; касательная составляющая распределенной нагрузки в начале и конце части условного разбиения соответственно; вертикальная составляющая распределенной нагрузки в начале и конце части условного разбиения соответственно. Для подводной части дополнительно задаются: расстояние от верха засыпки до начала уровня воды; расстояние от зеркала воды до оси трубы; расстояние от зеркала воды до нижней образующей трубы; расчетная выталкивающая сила воды, действующая на 1 м трубы; вес 1 м трубы в воде; объем УБО-3-720; вес УБО-3-720 в воздухе; расчетная выталкивающая сила воды, действующая на УБО-3-720; вес УБО-3-720 в воде; вес 1 м трубопровода с УБО-3-720 в воде.

В качестве примера на рисунке 10 представлены эпюры изгибных напряжений и ремонтируемого участка трубопровода. На этом рисунке по оси абсцисс указана длина участка в метрах, а по оси ординат — изгибные напряжения 8х(х).

Эпюра изгибных напряжений трубопровода

37,0107084854303 32,1757509155035 28,307784859562 24,4398188036206 щ

7 1

20,5718527476791 16,7038866917377 и ■Р

12,8359206357962 8,96795457985477 5,09998852391332 1® 1 аа

1,23202246797187 -2,63594358796958 Г:" -

ШЙПФ

■6,50390964391102 о / ».«п -10,3718756998525 5х(х/,МПа .,4,2398417557939 -18,1078078117354-21,9757738676768 -25,8437399236183 1:1 :У 11111

-29,7117059795597 -33,5796720355012 -37,4476380914426 -41,3156041473841! -45,1835702033255 -49,051536259267 1 1 Щй

-52,9195023152084 -56,7874683711499 -60,6554344270913

20 40 60 80 100 120 1Д0 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420

X, м

Рисунок 10 - Эпюра изгибных напряжений ремонтируемого участка трубопровода до подачи газа (р0 =0,1; А? = О 'С)

Анализ выполненных расчетов позволяют сделать следующие выводы:

1) используемые пригрузы УБО и УТК обеспечивают плотное прилегание подводной части к дну траншеи;

2) подводная часть перехода находится в устойчивом положении (максимальный прогиб трубопровода вниз не превышает 13 см, а смещение прилегающих участков к подводной части не превышают 10 см);

3) в подземных прилегающих участках на левом и правом склонах трубопровод защемлен грунтом, поэтому он не испытывает изгибных деформаций и деформаций растяжения - сжатия;

4) подводная часть, составленная из выпуклых и вогнутых вставок и прямолинейных труб, за счет воздействия веса трубопровода, пригрузов и выталкивающей силы воды, находится в сложном НДС. При этом выполняется условие прочности при воздействии расчетных и нормативных нагрузок.

Анализ НДС после засыпки уложенного участка подводного трубопровода и прилегающих слева и справа к нему подземных участков показал, что трубопровод находится до подачи газа в сложном напряженно-деформированном состоянии. После подачи газа трубопровод будет испытывать воздействие внутреннего рабочего давления и температурных напряжений, которое приведет к дополнительным изгибным деформациям подводного перехода, что, в свою очередь, может обусловить его непроектное положение: всплытие, потеря устойчивости, смятие и разрушение трубопровода.

Расчет НДС участка газопровода в проектных границах после его замыкания с магистралью и подачи рабочего давления 5,4 МПа выполнен по методике. В расчете дополнительно задаются параметры эксплуатации, отличные от нуля: внутреннее рабочее давление р0 = 5,4 МПа и перепад температуры ЛГ = 32 °С.

Анализ НДС после погружения в воду подводного участка и засыпки грунтом прилегающих к нему слева и справа подземных участков показал, что трубопровод находится до подачи газа в сложном напряженно-деформированном состоянии. После подачи газа трубопровод будет испытывать воздействие внутреннего рабочего давления и температурных напряжений, которое приведет к дополнительным изгибным деформациям подводного перехода, что, в свою очередь, может обусловить его непроектное положение: всплытие, потеря устойчивости, смятие и разрушение трубопровода.

Далее был осуществлен расчет НДС рассматриваемого здесь участка газопровода после его замыкания с магистралью и подачи рабочего давления 5,4 МПа. В расчете дополнительно задаются параметры эксплуатации, отличные от нуля: внутреннее рабочее давление = 5,4 МПа и перепад температуры At = 32 °С.

Сравнение расчетных характеристик НДС газопровода до и после подачи газа показывает:

1) после подачи газа с давлением 5,6 МПа подземные прилегающие участки на левом и правом склонах остаются защемленными грунтом, поэтому трубопровод не испытывает на этих склонах, как и до подачи газа, деформаций растяжения - сжатия;

2) положение подводной части, которое описывается формой изгиба, после подачи газа практически не меняется. Это можно сказать и в отношении экстремальных значений прогиба и изгибных напряжений;

3) после подачи газа используемые пригрузы УБО и УТК, как и до подачи газа, выполняют свои функции, т.е. обеспечивают плотное прилегание подводной части к дну траншеи;

4) после подачи рабочего давления, также как и до подачи газа, выполняется условие прочности при воздействии расчетных и нормативных нагрузок.

Таким образом, расчетное обоснование технологий выполнения работ капитального ремонта подводного перехода газопровода, замыкания заменяемой части с основной ниткой газопровода, ее балластировки и погружения в воду, а также засыпки грунтом прилегающих к ней слева и справа частей основной нитки газопровода, указывает на то, что используемые пригрузы УБО и УТК обеспечивают плотное прилегание подводной части к дну траншеи. Они после подачи газа, как и до подачи газа, выполняют свои функции, при этом выполняется условие прочности при воздействии расчетных и нормативных нагрузок.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1 Разработан способ, основанный на комплекснозначных нейронных сетях, позволяющий по параметрам работы, контролируемым штатной системой автоматики КС, рассчитывать показатели технического состояния ГПА в процессе его эксплуатации. Установлены зависимости между фактическим техническим состояниями ГПА и выходными значениями TTC в разработанной нейросетевой модели. Программная реализация способа возможна как в виде автономной утилиты, так и в виде модуля интеграции в существующие АСУ ТП компрессорных станций. Погрешность расчета показателей технического состояния не превышает 2%.

2 На основании использования аппарата формально-кинетического анализа построена статистическая модель эксплуатации КС, учитывающая процессы старения и износа оборудования МГ, в зависимости от условий их эксплуатации. Модель использует два укрупненных блока причин, приводящих к отказам ГПА - внешние причины (условия

эксплуатации ГПА) и внутренние причины (конструкция ГПА, качество обработки рабочих поверхностей и сборки, тип агрегата). Установлено, что в наименьшей степени на поток отказов ГПА оказывают влияние причины первой группы.

3 Разработана математическая модель НДС и устойчивости подземного газопровода, деформирующегося совместно с различными типами грунтов, с учетом воздействия наземных нагрузок при ремонтных работах. Эта модель позволяет выбрать конструкцию переездов различных типов, а также оценить прочность и устойчивость действующего газопровода, что позволяет повысить надежность МГ. Разработана и апробирована методика расчета НДС газопроводов, находящихся на наиболее опасных участках МГ, таких как переезды, с учетом веса транспортных машин и механизмов. Установлено, в случае, когда грунт под переездом исчерпал свою несущую способность, параметры эксплуатации (внутреннее рабочее давление и температура перекачиваемого продукта), как и вес трубы с газом, давление грунта на трубу, определяют в одинаковой степени характеристики изгиба трубопровода. Для повышения надежной работы переезда при его эксплуатации в весенне-осенний период, когда возможно переувлажнение грунта, рекомендуется снижать рабочее давление на 50%, усовершенствовать конструкции самого переезда, дополнять конструкции трубопровода компенсирующими устройствами, которые могут разгрузить трубопровод от чрезмерных изгибных напряжений до 60%.

4 Разработана методика для расчета НДС газопроводов при выполнении ремонтных работ по их переизоляции, на основе систем дифференциальных и алгебраических уравнений. Совпадение расчетных значений основных характеристик НДС трубопровода до и после подачи рабочего давления до 90% свидетельствует о независимости характеристик изгиба от параметров эксплуатации. В этом случае выполнение ремонтных работ обеспечивает надежную работу газопровода. С помощью разработанной методики определения НДС при переукладке переизолированного газопровода можно осуществить мониторинг прочности и устойчивости при других технологиях работ, в частности, на всех этапах возвращения подземного газопровода в проектное положение: снятие грунта, подбивка газопровода грунтом, засыпка траншеи, подача рабочего давления.

5 Разработаны модели расчета НДС трубопроводов, проложенных в сложных гидрогеологических условиях (болота, реки), учитывающих параметры эксплуатации и балластировки, а также раскрывающих физическую картину МГ. Установлена зависимость между внутренним рабочим давлением и арки подъема всплывающих участков: увеличение внутреннего рабочего давления способствует всплытию трубопровода, что уменьшает надежность его эксплуатации.

6. Разработано расчетное обоснование технологий капитальных ремонтов подводных переходов газопроводов, позволяющее диагностировать их НДС и надежности выполнения функций пригрузов УБО и УТК.

Основные положения диссертационной работы отражены в следующих работах:

1 Методика по обследованию, расчету и проведению мероприятий по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории / Г.Е. Коробков, P.M. Зарипов, И.А. Шаммазов, С.С. Фесенко, В.А. Чичелов, Р.Н. Хасанов. -Чайковский, Уфа: УГНТУ, 2005. - 118 с.

2 Чичелов, В.А. Технология обеспечения прочности газопроводов, проложенных по карстовой территории / В.А. Чичелов, И.А. Шаммазов // Инжиниринг, инновации, инвестиции: сб. науч. тр. Вып.6. - Челябинск, 2005. - С.41 - 50.

3 Китаев, C.B. Оценка потенциала экономии улеводородного сырья на ДКС / C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Газовая промышленность. - №11. - 2005.- С. 84 - 85.

4 Байков, И.Р. Применение нейронных сетей для прогнозирования добычи углеводородного сырья / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Известия вузов. Нефть и газ. - №6,2005. - С. 60 - 64.

5 Байков, И.Р. Влияние параметров перекачиваемого углеводородного сырья на работоспособность магистральных газопроводов / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Известия вузов. Нефть и газ. - №1, 2006. - С. 67 - 73.

6 Чичелов, В.А. Расчеты напряженно-деформированного состояния трубопроводов, эксплуатируемых в сложных условиях, в нелинейной постановке / В.А. Чичелов, P.M. Зарипов, Г.Е. Коробков, И.А. Шаммазов. - М: 2006. - 84 с. - (Газовая промышленность. Сер. Транспорт и хранение газа: Обзор, информ. / ООО «ИРЦ Газпром»).

7 Байков, И.Р. Исследование влияния пульсаций транспортируемого газа на надежность работы магистральных газопроводов / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Территория нефтегаз. - №3.-2007. - С. 18 - 22.

8 Байков, И.Р. Моделирование работы газовых промыслов на основе нейронных сетей / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Территория нефтегаз. - №4.-2007,-С.46-48.

9 Шаммазов, И.А. Развитие методов решения задач о напряженно-деформированном состоянии трубопровода в геометрически нелинейной постановке /

И.А. Шаммазов, Г.Е. Коробков, P.M. Зарипов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. -№2.-2008,-С.14-18.

10 Байков, И.Р. Эксергетическая оценка эффективности работы технологического оборудования нефтегазовой отрасли / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов И.А., Талхин С.Р., Медведев A.B. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2008. - №4. - С. 65 - 67.

11 Китаев, C.B. Повышение энергетической эффективности режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов / C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Территория нефтегаз. - №8.- 2006.- С.34 - 36.

12 Байков, И.Р. Исследование выбросов парниковых газов на предприятиях / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов, A.B. Медведев // Известия вузов. Нефть и газ. -№3.-2008, С. 114- 117.

13 Шаммазов, И.А. Снижение энергозатрат при эксплуатации нефтепромыслового оборудования / И.А. Шаммазов // Нефтегазовое дело. - №2. - 2008, С. 67 - 71.

14 Байков, И.Р. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа / И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов. -СПб.: Недра, 2008. - 440 с.

15 Шаммазов, И.А. Применение нейронных сетей для прогнозирования расхода электроэнергии при транспорте нефти / И.А. Шаммазов, Б.А. Козачук, Н.Т. Габдрахмано-ва, Л.Ф. Шириазданова // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - №2(76). - 2009, С. 89 - 95.

16 Жиганнуров, P.M. Развитие методов и средств неразрушающего контроля магистральных трубопроводов / P.M. Жиганнуров, И.А. Шаммазов, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - №2-3.- 2009- С. 3-9.

17 Коробков, Г.Е. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации / Г.Е. Коробков, P.M. Зарипов И.А. Шаммазов. - СПб.: Недра, 2009. - 410 с.

18 Зарипов, P.M. Исследование напряженно-деформированного состояния балочного перехода с учетом совместной деформации надземной и подземной частей и параметров эксплуатации / P.M. Зарипов, Г.Е. Коробков, И.А. Шаммазов // Нефтегазовое дело. - том 8, №2. - 2010,- С.73 -76.

19 Шаммазов, И.А. Исследование напряженно-деформированного состояния и устойчивости подводного газопровода при различных условиях эксплуатации / И.А. Шаммазов, Л.Ф. Исламгалеева, Р.Н. Хасанов // Нефтегазовое дело. - том 6, №1- 2008.-С.107 -111.

20 Зарипов, P.M. Исследование напряженно-деформированного состояния обводного трубопровода с учетом совместной деформации его подводной и подземных частей и параметров эксплуатации / P.M. Зарипов, Г.Е. Коробков, Л.Ф. Исламгалеева, И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - №1-2010.-С. 16-20.

21 Шаммазов, И.А. Выбор оптимального времени осмотра объектов магистральных газопроводов для выявления утечек газа / И.А. Шаммазов // Известия вузов. Нефть и газ.-№1,2011.-С. 58-61.

22 Ишемгужин, И.Е. Демпфирование параметрических колебаний газопровода [Электронный ресурс] / И.Е. Ишемгужин, Т.И. Габбасов, И.А. Шаммазов, М.Р. Ситдиков, М.А Кочеков // Нефтегазовое дело. - №3. - 2011, С. 84 - 93.

23 Шаммазов, И.А. К вопросу повышения надежности эксплуатации промысловых трубопроводов / И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - №4. - 2011- С.З -5.

24 Фаттахов, М.М. Транспорт углеводородного сырья по трубопроводам из полимерных и композитных материалов / М.М. Фаттахов, Р.К. Терегулов, И.А. Шаммазов, Б.Н. Мастобаев, Э.М. Мовсум-заде. - СПб.: Недра, 2011. - 290 с.

25 Шаммазов, И.А. Определение показателей технического состояния газоперекачивающих агрегатов с применением нейронных сетей / И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - №2. - 2012. - С.34 -37.

26 Шаммазов, И.А. Изменение прочностных характеристик трубопровода в процессе его переизоляции / И.А. Шаммазов, P.M. Зарипов, Г.Е. Коробков // Нефтегазовое дело. - том 10 №1.-2012. - С.50 - 54.

27 Банков, И.Р. Перспективы энергоресурсосбережения в условиях длительно эксплуатируемой газотранспортной системы / И.Р. Банков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - №4. - 2012. - С.9 -13.

Подписано в печать 18.11.2013. Бумага офсетная. Формат 60x84 Чц Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 2,6 Тираж 90. Заказ 200

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Шаммазов, Ильдар Айратович, Уфа

Федеральное государственное бюджетное образовательное Учреждение высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

На правад рукописи

05201450478

иШ

Шаммазов Ильдар Айратович

ОБЕСПЕЧЕНИЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХСЯ В СЛОЖНЫХ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

Научный консультант: д.т.н, профессор Байков И.Р.

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2013

Содержание

Введение

Глава 1 Анализ публикаций, посвященных работе газопроводов в сложных технологических и гидрогеологических условиях эксплуатации

1.1 Исследование проблем обеспечения надежности объектов магистральных газопроводов

1.2 Обзор работ, посвященных исследованию напряженно деформированного состояния и стабилизации газопровода в сложных гидрогеологических условиях

Глава 2 Поддержание работоспособности объектов магистральных газопроводов с учетом параметров эксплуатации

2.1 Анализ текущего технического состояния Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»

2.2 Определение параметров эффективности газотурбинных установок по параметрам эксплуатации

2.3 Определение показателей технического состояния газотурбинных установок с применением нейронных сетей

2.4 Определение эффективности газотранспортной системы

Глава 3 Поддержание надежности объектов магистралаьных газопроводов в процессе длительной эксплуатации

3.1 Анализ факторов, влияющих на надежность объектов газотранспортной системы

3.2 Анализ надежности объектов магистральных газопроводов с учетом резервирования

3.3 Имитационное моделирование режимов транспортировки газа по многониточной системе магистральных газопроводов

3.4 Экспериментальное исследование мероприятий для разработки направлений по повышению надежности магистральных газопроводов

Глава 4 Построение математической модели НДС и устойчивости подземного газопровода, деформирующегося совместно с различными типами грунтов, с учетом воздействия наземных нагрузок при ремонтных работах 110

4.1 Постановка задачи 111

4.1.1 Постановка задачи для средней части рассчитываемого участка 113

4.1.2 Математические модели совместной деформации подземного трубопровода с грунтом 116

4.1.3 Постановка задачи для прилегающих частей рассчитываемого участка и условия сопряжения решений на границах средней и прилегающих частей 124

4.1.4 Три случая постановки задачи, соответствующие различным условиям нагружения подземного трубопровода, защемленного грунтом и при наличии компенсатора 125

4.2 Решение задачи о НДС подземного трубопровода в случае его моделирования полым стержнем в упругой среде 128

4.3 Решение задачи о НДС подземного трубопровода в случае его моделирования сжимаемым полым стержнем в упругой среде 130

4.4 Решение задачи о НДС подземного трубопровода в случае его моделирования растягиваемым полым стержнем в упругой среде 132

4.5 Методика расчета НДС газопровода, проложенного под переездом 135

4.5.1 Описание методики расчета 135

4.5.2 Составление базы данных 136

4.5.3 Расчет и анализ НДС газопровода под специально оборудованным переездом 141

Глава 5 Исследование НДС и устойчивости газопровода на

сильнопересеченной местности при его укладке и переизоляции 155

5.1 Выявление наиболее нагруженных сечений ремонтируемого газопровода по данным замеров напряжений, нивелирования,

геодезических измерений, внутритрубной диагностики 156

5.1.1 Общая характеристика участка газопровода, предназначенного для ремонтных работ 156

5.1.2 Характеристика дефектных труб 162

5.1.3 Статистический анализ дефектов по результатам ВТД 167

5.1.4 Оценка опасности дефектов и рекомендации по устранению закритических дефектов при выполнении переизоляции 167

5.2 Разработка метода расчета напряженно-деформированного состояния и обеспечение прочности устойчивости газопровода на сильнопресеченной местности при его переукладке и переизоляции 177

5.2.1 Построение математической модели напряженно-деформированного состояния и устойчивости газопровода на сильнопересеченной местности при его переукладке и переизоляции 179

5.2.1.1 Основные соотношения, описывающие напряженно-деформированное состояние трубопровода и сведение их к системе дифференциальных и алгебраических уравнений 179

5.2.1.2 Методика составления исходных данных и расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода методом конечных элементов 185

5.3 Установление положения переизолированного газопровода, 192 обеспечивающего его безотказную работу

5.3.1 Анализ условий переукладки переизолированного газопровода 192

5.3.2 Расчет, анализ НДС и обеспечение прочности и устойчивости переизолированного участка для различных условий укладки эксплуатации (рабочие давление и температура) 194

5.3.3 Расчет НДС, оценка прочности и устойчивости переизолированного газопровода до подачи рабочего давления 201

5.3.4 Расчет НДС, оценка прочности и устойчивости переизолированных

участков газопровода после подачи рабочего давления 202

5.3.5 Разработка и выполнение ремонтно-восстановительных 214 мероприятий по возвращению переизолированного газопровода в стабильное положение, обеспечивающее безотказную работу

5.3.5.1 Выбор видов ремонтно-восстановительных мероприятий 214

5.3.5.2 Целенаправленный отвод поверхностного водостока и создание водонепроницаемых покрытий и заградительных стенок 215

5.3.5.3 Восстановление проектного положения газопровода. Оценка достоверности результатов расчета по разработанной математической модели 216

5.4 Расчетное обоснование конструкции переезда для участков трубопровода, проложенного в сложных инженерно-геологических условиях 224

5.4.1 Расчет НДС газопровода с переездом в один накат бревен при рабочих режимах эксплуатации (р0~1 МПа, А^ЮРС) и при нахождении на нем ремонтной техники 225

5.4.2 Расчет и анализ НДС газопровода с переездом в один накат бревен при остановке транспорта газа (и принахождении на нем ремонтной техники 236

5.4.3 Расчет НДС газопровода с переездом в два наката бревен при рабочих режимах эксплуатации ( при наличии на нем ремонтной техники 246

Глава 6 Исследование НДС и технологии обеспечения прочности и устойчивости подводного газопровода с учетом параметров эксплуатации и балластировки 253

6.1 Задача о НДС газопровода, частично или полностью

находящегося в воде 256

6.2 Исследование влияния параметров эксплуатации на НДС газопровода при его всплытии 259

6.3 Расчет НДС после засыпки забалластированного подводного и прилегающих участков до подачи рабочего давления 277

6.4 Расчет НДС участка газопровода после его замыкания с магистралью и подачи рабочего давления 289 Основные выводы и рекомендации 295 Список литературы 297 Приложение 1 327 Приложение 2 328 Приложение 3 329

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Магистральные газопроводы (МГ) относятся к ответственным сооружениям, которые эксплуатируются в сложных климатических условиях и подвергаются комплексу нагрузок, переменных во времени и пространстве. Одной из основных нагрузок в расчетах газопроводов является давление газа. На участках газопровода, примыкающих к компрессорным станциям, изменение давления газа приводит к значительным колебаниям напряжений. Такая ситуация характерна для обычных условий эксплуатации газопроводов. При отклонении магистрального газопровода от проектного положения воздействие нагрузок увеличивается в несколько раз.МГ являются составной частью газотранспортной системы (ГТС) и при рассмотрении задач повышения их надежности должны быть увязаны с работой КС. Условия работы (КС) изменяются из-за неравномерности объемов перекачки газа, что приводит к изменению параметров перекачки.

Цельработы

Цельюдиссертационного исследования является повышение надежности работы магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях без уменьшения энергоэффективности транспорта газа.

Для достижения поставленной цели диссертационного исследования решались следующие задачи:

2 Исследование влияния внешних и внутренних факторов на работоспособностьобъектов магистральных газопроводов с учетом априорной информации по ихотказам.

3 Анализ условий эксплуатации и разработка методов расчета напряженно-деформированного состояния(НДС) газопровода при различных типах грунтов в условиях воздействия дополнительных случайных внешних нагрузок.

Методы решения задач

При решении поставленных задач использовались интеллектуальные методы нейронных сетей, теория расчета НДС, метод конечных элементов и

другие математические методы. Для подтверждения выводов диссертационной работы использовалась промышленная информация, полученная при эксплуатации объектов магистральных газопроводов.

Научная новизна

4 Впервые получена математическая модель НДС,описывающая нелинейный продольно-поперечный изгиб моделируемого трубопровода в условиях переизоляции, позволяющая обеспечивать его прочность и устойчивость на всех этапах возвращения подземного газопровода в проектное положение: снятие грунта, подбивка газопровода грунтом, засыпка траншеи, нагружение рабочим давлением.

6 Разработано расчетное обоснование выполнения капитального ремонта подводного перехода газопровода: замены ремонтируемой части с

основной ниткой газопроводов,позволяющее диагностировать его НДС ремонтируемого участка, а также указывающее выполнение функциональных предназначений пригрузов.

Практическая значимость

Обоснованные в работе предложения применяются в ОАО "ТНК-ВР Менеджмент" и позволяют повысить эффективность эксплуатации технологического оборудования.

Разработанные Шаммазовым И.А. методики расчета используются в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия "Гидравлические переиспытания в системе обеспечения надежности нефтепроводов" (Уфа: УГНТУ, 2011. - 80 с.) и монографий "Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа" (СПб.: Изд-во "Недра" , 2008. - 440 е.), "Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в осложненных условиях эксплуатации" (СПб.: Изд-во "Недра" , 2009. - 410 е.), "Транспорт углеводородного сырья по трубопроводам из полимерных и композитных материалов" (СПб.: Изд-во "Недра" , 2011. - 288 с.)при изучении дисциплин по специальности 130501-«Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

(специализация 13 0501.1-«Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»).

Апробация работы.

Основные положения работы докладывались на следующих семинарах, научно-технических советах и конференциях:Международная научно-техническая конференция «Новоселовские чтения» (Уфа, 2004); 55, 56, 57, 58-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2004, 2005, 2006, 2007); научно-практическая конференция «Научно-технические проблемы ТЭК» (Уфа, 2004); II межотраслевая научно-практическая конференция (Уфа, 2005);научно-техническая конференция победителей XIV Конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса в 2005 году «ТЭК - 2005» (Москва 2006); научно-техническая конференция победителей XIV Конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса в 2010 году «ТЭК - 2010» (Москва 2011); международная учебно-научно-практическая конференция «Трубопроводный транспорт - 2005, 2006, 2007, 2009, 2010, 2011» (г. Уфа, 2005, 2006, 2007, 2009, 2010, 2011 гг.);ХХШ International Congress of Histoiy of Scienceand Technology. - 28 July - 2 August 2009, Budapest, Hungary.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов; содержит 329 страниц машинописного текста, 33 таблицы, 97 рисунков, библиографический список использованнойлитературы из 249 наименований иЗ приложений.

Содержание работы

Проблема обеспечения прочности и устойчивости трубопроводов, проложенных в сложных гидрогеологических условиях, были рассмотрены в теоретических и экспериментальных исследованиях Х.А. Азметова, А.Б. Айнбиндера, P.M. Аскарова, П.П. Бородавкина, Л.И. Быкова, А.И. Горковенко, А.Г. Гумерова, P.C. Гумерова, P.M. Зарипова, О.М. Иванцова, Р.Х. Идрисова, А.Г. Камерштейна, И.Н. Кургановой, С.И. Левина, И.И. Мазура, К.Е. Расщепкина, С.С. Фесенко, В.В. Харионовского, H.H. Хренова, В.П. Черния, В.А. Чичелова, Э.М. Ясина и др.Ими выполнен анализ условий эксплуатации трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях, таких как заболоченные и подтопленные территории; территории с карстовыми образованиями; зоны вечномерзлых грунтов; сейсмические и опол�

Информация о работе

Шаммазов, Ильдар Айратович
доктора технических наук
Уфа, 2013
ВАК 25.00.19

Диссертация

Обеспечение надежности объектов магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в сложных гидрогеологических условиях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы