Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов"

На правах рукописи

ПОЛОЗОВ АНАТОЛИИ ЕВСЕЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ПРОЧНОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук .

Москва 2004

На правах рукописи

ПОЛОЗОВ АНАТОЛИЙ ЕВСЕЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ПРОЧНОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 2004

Работа выполнена в Курском государственном техническом университете и Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ». .

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Иванец В.К.,

доктор технических наук Черний В.П.,

доктор технических наук, профессор Минаев В.И.

Ведущая организация - Акционерное общество открытого типа «ВНИПИгаздобыча», г. Саратов

Защита состоится «_»____2004 г. в ч мин на

заседании диссертационного совета Д 511.001.02 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке 00 0 «ВНИИГАЗ»

Автореферат разослан «_»_

2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н.

И.Н. Курганова

Общая характеристика работы

Актуальность. В мировой практике резко возросла необходимость применения трубопроводов сжиженного и охлаждённого природного газа. Однако проекты таких трубопроводов разработаны только для пунктов погрузки и выгрузки сжиженного природного газа (СП Г) в морских портах. При этом для трубопроводных систем, эксплуатируемых при криогенных температурах, рекомендуются хладостойкие высоколегированные стали и сложные конструктивные решения.

При проектировании заводов получения СПГ для Мурманской области, п-ва Ямал и о. Сахалин, а также станций сжижения газа для Астраханской, Белгородской, Московской, Оренбургской, Омской областей выявлено отсутствие необходимых научно-технических решений для обеспечения работоспособности трубопроводных систем, материалов, элементов:

- экономнолегированных сталей (ЭЛ-сталей), пригодных для использования в конструкции трубопроводов сжиженного и охлаждённого природного газа;

- компенсаторов температурных деформаций и устройств закрепления низкотемпературных трубопроводов;

- средств диагностики низкотемпературных трубопроводов;

- исследований системы «труба-теплоизоляция-грунт» при низких и криогенных температурах.

Эксплуатация опытных низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов на месторождении Медвежье и в районе г. Ухты, рассчитанных по нормативам для тепловых сетей, привела к выходу их из строя уже в первый год работы.. Поэтому разработка новых методологических принципов расчёта прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводных конструкций, экспериментальное обоснование применения материалов, новых технических решений, диагностики, мониторинга потенциально опасных участков, является актуальной научной проблемой.

Цель работы. Разработка методологии, методов расчёта прочности и новых технических решений для низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов на основе оценки напряжённо-деформированного состояния их конструкций при строительстве и эксплуатации и экспериментальных исследований взаимодействия системы «труба-теплоизоляция-грунт».

Данная цель достигается путем решения следующих задач:

1. Обоснование основных положений методологии комплексной

оценки напряжённо-деформированного состояния (НДС)

низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов и их элементов при строительстве, пуске, и эксплуатации.

2. Экспериментальное и теоретическое изучение влияния внешних и внутренних. воздействий на НДС низкотемпературного трубопровода, оценка величины просадки грунта засыпки, влияющей на гидродинамические характеристики территории строительства.

3. Исследование критериальной зависимости напряжений в элементах конструкции низкотемпературного трубопровода от временных и постоянных воздействий при его строительстве и эксплуатации.

4. Анализ характера разрушения низкотемпературного трубопровода при фазовом переходе жидкость - газ, при аварийных ситуациях.

5. Исследование зависимости скорости коррозионных разрушений элементов конструкции трубопровода от его заглубления и концентрации солей в почве и воде, разработка метода защиты от коррозии.

6. Создание методологических принципов прочностного расчёта низкотемпературных трубопроводов, толщина теплоизоляции которых сопоставима с диаметром трубы.

Научная новизна работы состоит в качественно новом комплексном подходе к изучению прочности трубопроводов, работающих при низких и криогенных температурах, толщина теплоизоляции которых сопоставима с диаметром трубы. При этом все физико-механические параметры низкотемпературных трубопроводов и окружающей среды рассматриваются во взаимосвязи.

На основе натурных и теоретических исследований впервые установлена зависимость между механическими и температурными воздействиями и прочностью труб из экономнолегированного материала для трубопроводов сжиженного и охлажденного природного газа (ОПГ).

По результатам экспериментальных исследований получены физико-механические параметры процесса лавинного разрушения СПГ-провода при фазовом переходе СПГ - газ в аварийной ситуации.

Впервые разработана методика расчета низкотемпературных трубопроводов при их строительстве бесподъёмным способом. На основе модельных и натурных экспериментов получены зависимости величин напряжений в трубопроводе от воздействий перемещающихся строительных платформ, позволившие создать новый механизм и на его основе новую технологию строительства таких трубопроводов.

В результате проведения комплекса лабораторных, натурных и теоретических исследований впервые разработана методика расчета низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов,

позволяющая осуществить выбор оптимальной трассы при 4

предпроектной проработке и рассчитать параметры, конструкции СПГ и ОПГ-проводов при проектировании, обеспечивающие их надежную эксплуатацию.

На защиту выносятся

1. Теоретическое обоснование и экспериментальное подтверждение функциональной взаимосвязи системы «труба - теплоизоляция -грунт» и методов оценки прочности низкотемпературного трубопровода, состоящего из разномодульных материалов (при монолитном и скользящем контакте их поверхностей).

2. Экспериментальное и теоретическое обоснование методов расчета и моделирования основных параметров работы новых конструкций для компенсации температурных деформаций, опирания и закрепления низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов.

3. Метод исследований и результаты экспериментов по лавинному разрушению трубной стали при фазовом переходе СПГ - газ (с рабочим давлением в трубопроводе Рраб = 5,0 МПа) при аварийных ситуациях.

4. Методы, расчёты и результаты экспериментальных исследований определения НДС конструкции трубопровода, имеющего толщину теплоизоляции, соизмеримую с диаметром трубы, в том числе при использовании результатов первичной диагностики.

5. Метод и результаты исследований определения напряжений в низкотемпературном трубопроводе при строительстве.

6. Результаты натурных исследований зависимости коррозионных разрушений элементов трубопровода от глубины его заложения и концентрации солей в почве п. Ямал и воде Карского моря и метод защиты стальных конструкций от коррозии на Харасавэйском и Бованенковском месторождениях.

7. Математическая модель определения прочности низкотемпературного трубопровода с использованием численного моделирования и результаты расчёта напряжённо-деформированного состояния конструкций низкотемпературного трубопровода для выбора варианта прокладки, конструкций трубопровода, методов строительства и обеспечения работоспособности при эксплуатации.

Апробация работы. Основные результаты докладывались на Всесоюзной научно-технической конференции (г. Киев, 1990 г.), на Всероссийской научно-технической конференции (К Ухта, 1996 г.), на Всероссийской научно-технической конференции (г. Сыктывкар, 2000 г.), на Всероссийской научно-технической конференции (г. Воркута, 2002 г.), на секциях ученых советов ООО «ВНИИГАЗ» и КГТУ, заседаниях научно-технического совета ОАО «Газпром».

Публикации Основное содержание изложено в 37 работах, в том числе в монографии, 20 авторских свидетельствах и патентах, 2 нормативных документах для проектирования низкотемпературных трубопроводов.

Объем и структура диссертации. Работа состоит из введения, семи глав, выводов, библиографического списка из 180 наименований, 7 приложений. Диссертация изложена на 348 страницах, содержит 117 рисунков и 31 таблицу.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность проблемы, определены цель и задачи исследования, отражены научная новизна, практическая значимость и ценность результатов, полученных в процессе исследований.

В первой главе дан анализ развития систем сжиженного природного газа и изучена проблема конструктивных решений для трубопроводов сжиженного и охлажденного природного газа (соответственно СПГ - и ОПГ - проводов) с учетом широко применяемого в настоящее время способа доставки СПГ танкерами - метановозами. Трудами Иванцова О.М., Одишария Г.Э., Сафонова B.C., Владимирова А.Е. и др. созданы научные основы теории и практики получения, транспорта и использования сжиженного природного газа. Клименко А.П. создана схема компактной и экономичной установки сжижения газа на смешанном цикле, получившая широкое применение в мировой практике. Труды Иванцова О.М, Харионовского В.В., Бородавкина П.П. и др. посвящены исследованию взаимодействия арктических газопроводов с вечномерзлыми и пучинистыми грунтами.

Необходимость освоения северных газоносных провинций с вечномерзлыми грунтами потребовала перехода на использование низкотемпературных и криогенных трубопроводов, которые можно классифицировать следующим образом:

- с умеренной низкой температурой (без теплоизоляции): 0-г-10°С;

- с пониженной температурой: -10°Gr-30°C;

- с низкой температурой: -30°С-г-60°С;

- с криогенной температурой (сжиженный газ):

Два последних класса трубопроводов требуют использования теплоизоляционных покрытий с толщиной сопоставимой с диаметром трубы. Однако, как показал анализ исследовательских работ, методов расчёта прочности этих трубопроводов, а также их эффективных конструкций нет. Отсутствуют исследования взаимодействия между элементами трубопровода и окружающей средой, результаты которых 6

необходимы для проектирования, строительства и. эксплуатации этих объектов.

Во второй главе представлена разработанная математическая модель определения прочности низкотемпературного

теплоизолированного трубопровода, необходимая при предпроектной проработке системы для выбора варианта прокладки, уточнения параметров конструкции, применяемым материалам, величине просадки грунта при его перемещении и др. При этом учитываются силы, действующие на конструкцию трубопровода и вызывающие деформации, классифицирующиеся по трем основным признакам:

- постоянные силы (нагрузка от веса грунта засыпки, веса трубопровода и рабочей среды);

- временные нагрузки (от веса переезжающей строительной техники, инвентарных пригрузов, используемых при строительстве и др.);

- воздействия температуры продукта и ее изменения по сечению конструкции.

Низкотемпературный трубопровод представляет собой толстостенное кольцо из теплоизоляции, коаксиально расположенной на тонкостенном кольце (трубе) (рис 1).

Рис. 1. Расчетная схема теплоизолированного трубопровода а - радиус внешней поверхности трубы; RBH - радиус внутренней поверхности трубы; Ь - радиус внешней поверхности теплоизоляционной оболочки; dш -диаметр расчетной шайбы сечения трубопровода; f - коэффициент трения на границе труба-теплоизоляция.

При действии наружного давления р на поверхности f между трубой и теплоизоляцией возникает давление. Это давление определяется из равенства перемещений точек контакта трубы и теплоизоляции.

Полагая, что Явн «а, а- Рвн = 5, г = а, (рис. 1) для наружной поверхности трубы имеем

0)

где Ет,цт — модуль упругости и коэффициент Пуассона стальной трубы;

х - расстояние от стенки траншеи до точки на поверхности трубы в которой определяется давление.

Аналогично перемещения точек для внутренней поверхности теплоизоляционной оболочки будут

Приравнивая перемещения наружной поверхности; трубы и внутренней поверхности теплоизоляционной оболочки |итр| = |ии|, получаем

Приравнивая изменение диаметра «шайбы» изменению наружного диаметра теплоизоляции и учитывая, что коэффициент Пуассона для грунта, металла трубы и теплоизоляции примерно одинаков (= 0,25), получаем:

. Оценивая температурное воздействие продукта на величину напряжений и перемещений в трубе и теплоизоляции, решена задача для двух кольцевых областей с различными физико-механическими характеристиками (рис.2). Предполагая, что температурное поле Т является осесимметричным относительно оси трубопровода и

Рис. 2. Модель для определения напряженно - деформированного состояния Гь Гг — внутренний и наружный радиус трубы, соответственно; гз - радиус внешней поверхности теплоизоляционной оболочки.

соприкосновение между кольцевыми областями не нарушается, для радиальных перемещений получим:

и(0 = и0) + и(01

(8)

где ¡= 1,2 — индекс соответственно внутренней и наружной областей;

и[" - перемещения точек от воздействия температуры; и(р" - перемещения точек от воздействия давления, возникающего на поверхности контакта двух областей.

Перемещения внутренней поверхности ■ 1)(1) и внешней 1)(2> при температурном воздействии могут быть определены из соотношений:

где р - давление, возникающее на поверхности контакта между трубой и теплоизоляцией;

Т,, Тг — температура в расчетной точке в трубе и изоляции соответственно;

угол откоса стенки траншеи

Натурные замеры температур показывают, что температурное поле в инженерном приближении можно принимать осесимметричным и считать перепад температур по толщине изоляции изменяющимся по линейному закону. Влиянием грунтовой среды в данном случае можно пренебречь, так как температура на наружной поверхности теплоизоляции близка к 0°С. В связи с этим перепад температур задан следующим образом

Т,(г) = Д1;Т2(г) = Д1

Гз-г г, - г,

(11)

При этом давление, возникающее на поверхности контакта, определится из равенства перемещений.

Полученное уравнение определения давления Р при перепаде температуры имеет вид:

Р = -

М

1 + А Г2 (1_2 Г2 . , | + гг (1-2 М2У2+-Г2 .

Е, Е г2-г1 С2 Г3 2

(12)

При воздействии давления р критерии прочности имеют вид: для внутренней кольцевой области (трубы)

г,2-Л2

ч /

Р-,

(I).

2 2 г: -к

Г ,N v. у

(13)

для внешней кольцевой области (теплоизоляции)

(1) Е,а2А1

" 'к-г:

г2

I V

\-j\p-1\

(14)

Для случая, когда внутренняя кольцевая область является тонкостенной, трубой, можно воспользоваться следующими упрощениями:

Решение задачи определения напряжённо-деформированного состояния (НДС) теплоизолированного низкотемпературного подземного трубопровода позволяет определить величины внешних и внутренних сил (от постоянных и временных воздействий).

Для протяжённых участков трубопровода с характеристиками, мало изменяющимися по длине, задачу можно считать двумерной. Областью расчета является сечение трубопровода с примыкающим грунтом.

Анализ результатов расчетов показал, что значения деформаций в конструкции при воздействии временных нагрузок в 4/6 раз выше, чем при воздействии постоянных нагрузок.

Наибольшие сжимающие и растягивающие напряжения в теплоизоляции, соответственно на наружной и внутренней поверхностях трубы и теплоизоляции, зафиксированы для угловой координаты этих точек, равной 135°. Сравнивая перемещение узловых точек трубы и внешнего контура теплоизоляции при воздействии отрицательной температуры продукта следует, что это приводит к росту изгибающих моментов в трубе почти на порядок по сравнению с воздействием постоянных нагрузок.

Предложены методы определения НДС линейной части низкотемпературного трубопровода на потенциально опасных участках: поворотах трассы, выходе трубопровода из грунта.

Чтобы избежать недопустимых напряжений в конструкции теплоизоляции на прямых участках, . предусмотрена установка компенсаторов температурных деформаций, и элементов закрепления, способных оптимально распределить напряжения в трубопроводе.

Разработанная методология расчета позволила выявить наиболее опасные места и рассчитать величины напряжений и деформаций в конструкции трубопровода на прямых и искривлённых участках трассы.

В месте перехода низкотемпературного трубопровода с толстостенной теплоизоляцией из подземного в надземный' вид прокладки, однородность граничных условий вдоль трубопровода нарушается, поэтому такую задачу необходимо решать в оболочечной постановке.

Для решения задачи использован метод конечных элементов. Осевая симметрия позволяет свести объемную задачу к двумерной, где все параметры напряженно-деформированного состояния будут функциями двух переменных rиz. Конечные элементы, на которые разбивается осесимметричное тело, представляют собой тор с треугольным поперечным сечением, углом а к поверхности трубы и расчётным треугольным элементом в «плоскости». Поле перемещений точек в расчётном треугольном элементе «плоскости» аппроксимируется линейными полиномами.

С целью расширения области применимости результатов расчета, напряжения определялись при заданном единичном перемещении точек окружности трубы . вдоль о^ от границы раздела «грунт-атмосфера» (в обе стороны) и в направлении радиусаr от оси с шагом 1 см. Получены касательные и главные напряжения в слое теплоизоляции, прилегающем к наружной поверхности трубы.

При продольном смещении трубопровода, в случае жесткого грунта, максимальные возмущения в грунтовой среде распространяются вдоль оси трубопровода на величину до 1 диаметра трубы, при мягком грунте - до 5 диаметров трубы.

Получены высокие значения напряжений для теплоизоляции из пенопластов, что требует при проектировании применения жесткого кожуха (длинной до 8-10 м), например, из металлического листа по теплоизоляции; или других конструктивных решений.

В третьей главе изложены результаты экспериментальных и теоретических исследований с целью выбора рациональных конструкций низкотемпературного трубопровода, элементов компенсации температурных деформаций, его опирания и закрепления.

Температурный перепад ДТ при охлаждении газа отрицательный и вызывает растяжение стенок трубы. Сопротивление ЭЛ-стали Я1ст при температуре СПГ возрастает до 1,25 раза, что позволяет (при коэффициенте ф1=1, учитывающем двухосное напряженное состояние) уменьшить толщину стенки на такую же величину.

Условия прочности проектируемого низкотемпературного трубопровода должны быть определены с учетом компенсации линейных перемещений.

Разработаны компенсаторы для СПГ-проводов и система компенсации температурных деформаций. Предложены устройства для предотвращения продольных и вертикальных перемещений трубопровода на заданных проектных отметках с использованием холода рабочего продукта.

Получены зависимости допустимых продольных напряжений от внутренних и внешних воздействий, расстояния L для расстановки компенсаторов по трассе трубопровода.

Продольные перемещения при действии эксплуатационной нагрузки от температурного перепада достигают 1,3 м на 1 км трассы. Это дает возможность пренебречь влиянием упругой составляющей сопротивления основания и учитывать только перемещения, характеризуемые постоянной величиной сопротивления 1пр.

Расстояние между компенсаторами зависит от типа соединения трубы с теплоизоляцией или от величины ^р. Для монолитного соединения использована формула:

где с/тр - вес трубопровода с продуктом, Мн/м;

(ргр — угол внутреннего трения грунта; объемный вес грунта,

С„- безразмерный коэффициент;

Сер- сцепление грунта, М„/м2 ; коэффициент трения на контакте труба-теплоизоляция;

Чгр = У,Р(Ь + 0,50^) - давление грунта на уровне центра трубы,

МПа;

Л - высота засыпки грунта, м;

0„т- наружный диаметр теплоизоляционного покрытия, м.

и

Величина коэффициента трения f пенопласта по стали со смазкой, полученная в результате исследований, составляет порядка 0,15-0,3.

Анализ значений предельных сопротивлений при монолитном и скользящем типах соединении ЬРм и ^с для теплоизолированного трубопровода показал, что (приоре т.е. расстояние между компенсаторами для монолитного типа соединения должно быть меньше, чем в случае скользящего соединения. Но монолитное соединение обеспечивает более высокую надежность работы. При проектировании необходимо учитывать, что практически изменять величину ¿лрм сложно, поскольку она зависит от свойств грунта, в то время как сопротивление можно снижать за счет изменения коэффициента трения /! добиваясь увеличения расстояния /_.

Для размещения компенсаторов вдоль трубопровода важно знать величину взаимного перемещения торцевых участков трубопровода, примыкающих к компенсаторам.

В низкотемпературном трубопроводе эти сечения в районе компенсатора будут отдаляться друг от друга на величинуд:

где а-коэффициент линейного расширения (сокращения) стали.

Кроме участков трубопровода с упругим изгибом, в зависимости от рельефа местности, трасса может включать и криволинейные участки, выполненные упругопластическим деформированием. На этих участках возникают дополнительные поперечные перемещения и изгибающие моменты, величины которых необходимо оценить для определения оптимального расстояния между компенсаторами/ Минимальное значение радиусов кривизны этих участков составляет 25 - 40м при диаметре труб 1,02 - 1,42 м. Для таких участков решена задача с учетом деформационных характеристик теплоизоляции толщиной 0,1 -г-0,3 м..

В пределах каждого элемента геометрические и физические параметры постоянны. Уравнение равновесия элемента в упругой среде:.

где: V, II —поперечное и продольное перемещения трубопровода, м; г — координата по оси трубопровода, м;

э.с.

ЮС

соответственно коэффициенты

нормального и касательного сопротивления основания, 1/м;

С\„,С7„ - обобщенные коэффициенты постели основания, МПа/м;

I - момент инерции сечения трубы, м4

Используя уравнения неразрывности деформаций, определяем обобщенные усилия X и переходим к расчету продольных усилий каждого элемента. Процесс расчета носит итерационный характер, поскольку сопротивление основания в общем случае нелинейно зависит от продольных перемещений. В поперечном направлении сопротивление основания при перемещении задано линейным. Для решения нелинейной задачи в продольном направлении используем метод секущих модулей.

Далее вычислены значения перемещений, усилий и моментов по длине трубопровода.

Численный анализ задачи показал, что при увеличении радиуса р и коэффициента постели значения изгибающего момента

уменьшаются, уменьшается и величина поперечных перемещений, которая практически не зависит от угла поворота <р, а изгибающий момент резко возрастает в диапазоне <р = (Ь-л/4.

Предложенная методология позволяет не только оценить напряжения в СПГ-проводе, но и оптимально выбрать материал для теплоизоляционного покрытия, рассчитывать расстояния между компенсаторами и оптимизировать геометрию трассы.

. Разработаны и исследованы низкотемпературные анкеры для закрепления трубопровода, использующие в работе низкую температуру газа для создания балластного ореола промороженного грунта вокруг него. Один из них выполнен в виде стержня, или труб с поперечным стержнем, выходящим за пределы теплоизоляции (рис. 3), другой - в виде термальной скважины для передачи холода ниже с целью закрепления с прочным (скальным или мерзлым) грунтом. Модели анкера апробированы в лабораторных условиях в грунте влажностью 15-20%. Для определения тепловых величин потоков, проходящих через анкер решена задача теплопроводности. П-образную форму анкера заменили расчетными элементами прямолинейной формы, что позволило свести задачу к одномерной.

Рис. 3. Конструкция анкера с размещенными термопарами: 25 номер термопар по схеме.

Испытания проведены на 6-ти моделях (с различным конструктивным оформлением) при температуре воздуха от +10'С до +25"С, грунта от +8"С до+17'С. Для сравнения экспериментальных и расчетных данных приведены значения для одного из анкеров (табл. 1).

Табл. 1

Распределение температур по длине анкера.

Время измерения с начала эксперимента, 1 Температура поверхности анкера *С на расстоянии от трубопровода 1., мм.

14 145 260 370 450 530 570

15 мин. -90 -84 -31 -2 +4 +7 +10

1 час -190 -88 -36 -4 +2 +6 +8

2 суток -190 -89 -37 -5 +1 +4 +6

30 суток -190 -89 -38 -6 0 + 1 +2

Теоретические значения

1—>00 -176 -94 -45 -9 +6 +11 +12

Расчётными и экспериментальными методами установлено, что наиболее эффективным является анкер, изготовленный из труб с

поперечиной из стержня диаметром 20 мм, так как усилие выдёргивания анкера после намораживания грунта (125 кг в сутки) было выше на 353%, чем у анкера, изготовленного только из стержня.

В четвертой главе представлены методы исследований комбинированной конструкции «труба-теплоизоляция-грунт», результаты экспериментальных работ и уточненная оценка предельного состояния такой конструкции.

Продольно-поперечные перемещения трубопровода приводят к трем видам нагружения теплоизоляционного слоя: радиальному сжатию, осевому сдвигу, осевому растяжению-сжатию. Компоненты напряжений представлены на рис. 4.

Рис. 4. Схема нагружения теплоизоляции: 1 - фунт; 2-теплоизоляция; 3-труба.

Продольные перемещения вызывают касательные напряжения х,г в теплоизоляции радиуса г. На выходе из грунта теплоизоляционный слой испытывает осевые напряжения ог. Поперечные перемещения в радиальном направлении - по координате г - вызывают напряжения радиального сжатия в плоскости поперечного сечения трубопровода: радиальные аг, окружные стф) касательные гГф.

Теплоизоляция трубопровода, представляющая собой толстостенный-цилиндр неограниченной длины находится под действием равномерно распределённой касательной нагрузки, поэтому:

- возникает осевое касательное напряжение радиуса гв;

- образуется касательное напряжение на внутренней и наружной поверхностях теплоизоляции;

- происходит осевое смещение-слоя теплоизоляции относительно наружной поверхности теплоизоляции 1)^.

Касательные напряжения в теплоизоляции изменяются по гиперболическому закону, принимая на внутренней поверхности максимальное значение тв, на наружной - минимальное.

Используя наряду с модулем сдвига теплоизоляции в, данные тв, гв, и принимая р=к, получим значение смещения внутренней поверхности относительно наружной

При этом коэффициент постели теплоизоляции характеризует только упругие перемещения при её сдвиге. С ростом перемещений зависимость тв(и2) приобретает нелинейный характер. Применительно к скользящей схеме взаимодействия получена зависимость с

использованием результатов лабораторных испытаний моделей теплоизолированного трубопровода на специально изготовленной установке (рис. 5).

Рис. 5. Схема экспериментальной установки: 1-станина; 2,3-упоры; 4-гайка; 5-винт; 6-динамометр сжатия; 7-опора; 8-труба; 9-теплоизоляция; 10-сегмент; 11-хомут; 12-крепеж; 13-индикатор перемещений

Конструкция теплоизоляции представляла . собой цилиндр, выполненный из пенополистирола марки ПСБ-с, без зазора, охватывающий трубу. Исследованы несколько цилиндров с различной плотностью материала: в диапазоне 35-И60 кг/м3. Фиксировалось изменение значения продольного перемещения в зависимости от значений продольной силы, т.е. и(Ы).

Касательное напряжение на внутренней поверхности определялось из соотношения

На рис. 6 приведены кривые зависимости tb(U) для пенополистирола (ППС) плотностью 50 кг/м3.

Рис. 6. Экспериментальные кривые касательных напряжений т» в зависимости от перемещения трубы ив при различных значениях давления теплоизоляции на трубу: 1-я,=8,6; 2^2=17,3; 3-я3=25,9 (н/см2)

При анализе различных значений давления теплоизоляции на трубу выявлено, что угол наклона кривых на начальном участке, характеризующий процесс совместного перемещения трубы с внутренним слоем изоляции, практически одинаков. Установлено, что по мере роста N угол наклона кривых изменяется по причине проскальзывания трубы относительно теплоизоляции и из-за разброса предельного напряжения тпрс на поверхности контакта. При дальнейшем росте N кривые не зависят от тВ(и) при перемещении. Установлено, что напряжения тпрс зависят от коэффициента трения f и давления на трубу q, Tnpc=fq- Для упругой составляющей продольного перемещения выведен коэффициент постели теплоизоляции х (С^). Грунт также влияет на значение обобщенного коэффициента постели Czo двухслойного основания. Получен обобщенный коэффициент постели, влияющий на напряжённо-деформированное состояние трубопровода

Определены деформации при поперечных перемещениях трубопровода (радиальном сжатии), характеризующие радиальные,

окружные и касательные напряжения. Для анализа напряженного состояния пенополимерной теплоизоляции в условиях радиального сжатия решена плоская задача теории упругости.

Установлено, что компоненты напряженного состояния теплоизоляции стг,стр1 ггр зависят от ряда факторов: характера

распределенной нагрузки; кольцевой жесткости трубы; относительной

толщины тепловой изоляции ^ = вида механической связи

теплоизоляции с трубой.

Изучено влияние различных видов связи трубы с теплоизоляцией, поскольку этот фактор является определяющим в характере распределения напряжений. Выделены три вида такой связи: А -неподвижное соединение; Б - соединение с трением; В - идеальная связь (без трения, позволяющая получить при расчёте полный диапазон влияния

Установлено, что наибольшие напряжения возникают на внутренней поверхности теплоизоляции независимо от вида связи. При этом для соединения А такие напряжения распределены по всему периметру,

соединения Б и В - в зоне —. В скользящих системах при одном и

2

том же Ру напряжения в теплоизоляции выше по сравнению с монолитной системой.

Выяснено, что максимальной величины радиальные напряжения достигают для связи В при ф=0, то есть /сгг/„^=0,3. Это объясняется отсутствием касательных напряжений тТ1р, которые в связях А, Б компенсируют часть внешней силы Растягивающие и касательные напряжения тг<р достигают значений 0,32-0,36.

Исследования показали незначительное влияние относительной толщины ь = — теплоизоляции на величину и характер напряжений.

При и при изменении в ту или другую сторону

напряжения изменяются не более чем на 10 %.

Результаты экспериментов подтвердили, что теплоизоляционная оболочка, трубопровода при низких температурах в месте развития критических нагрузок хрупко разрушается, либо появляются микротрещины.

В процессе расчётов и экспериментов получено, что прочность теплоизоляции, неподвижно скреплённой с трубой, в 2 раза выше, чем в скользящих соединениях. Кроме того, от коэффициента f она зависит незначительно.

Для апробации теоретических расчетов выполнены экспериментальные исследования на моделях по схеме рис. 7 с приложением сосредоточенной силы к внутренней поверхности трубы и равномерного нагружения на внешнюю поверхность теплоизоляционной оболочки.

/ 2 3

Рис. 7. Экспериментальная схема радиального сжатия.

1 - труба, 2 - теплоизоляция, 3 - сегмент.

Эксперимент состоял в следующем: усилие Ру, приложенное к трубе 1 перемещает её по оси Y, деформируя теплоизоляционное кольцо 2, прижатое к неподвижному стальному сегменту 3.

Материал - пенополистирол марки ПСБ, с плотностью р = 50-130 кг/м3. Связь А получена путем склеивания трубы с теплоизоляционным кольцом эпоксидным клеем. Связь Б - условием сухого трения пары сталь-пенополистирол с коэффициентом трения fs = 0,5. Условия связи В моделировались приближенно - за счет введения солидоловой смазки и достигали fB = 0,12.

Усилие Руг1р фиксировалось при появлении трещин.

На.рис. 8 приведены фрагменты расчетных зон кривых о%кв для связей- А,Б,В и экспериментальные значения. Верхняя граница расчетных зон соответствует к = 0,5, нижняя" к = 0,3. Результаты показали, что экспериментальные точки лежат в пределах допустимых

величин аГ.

го HQ 60 80 Угол f,2рад.

Рис. 8. Расчетные зоны и экспериментальные значения предельных состояний теплоизоляции: А (А)-схема скользящейЧрубы; коэффициент трения f=0,5; Б (+) - то же, f=0; В (•) - неподвижное соединение трубы с теплоизоляцией.

В результате эксперимента получена величина радиальной деформации е™3*, определяющая допустимое поперечное перемещение, для 3-х видов взаимодействия трубы с изоляцией (рис. 9). Подтверждено, что чем ниже плотность теплоизоляции, тем выше

_ max

состоянию теплоизоляции (появление трещин). 1 /•/ — связь Б и В ; 2 / А/ — связь А.

Разработан метод оценки напряженного состояния по формоизменению теплоизоляционного материала, используя который при проектировании можно, подобрать материал теплоизоляции и конструкцию теплоизоляционного покрытия трубопровода. Метод основан на определении деформации образца материала теплоизоляции кубической формы (например, как для бетонных изделий) при одноосном нагружении.

На рис. 10 приведен график расчетной зависимости аг (ег), экспериментальная кривая, полученная в натурных условиях и график, построенный по результатам лабораторных исследований при одноосном сжатии образца кубической формы для одного и того же материала.

А 1 Л

/ // // уу ^ у

£ у

<1 0.2 ».4 (>.6 ».Я 1.0 1,2

Рис.10. Зависимость усредненных напряжений сжатия от радиальной деформации ет. 1 — численный анализ ; 2 /Ж/— эксперимент ; 3 —дефоормация образца кубической формы. .

Для получения деформации теплоизоляционной конструкции по результатам испытания образца кубической формы из материала теплоизоляции высотой 11 на сжатие, вводим понятие приведенного модуля упругости Е„р. Тогда коэффициент приведения:

Значение кпр находится численным и экспериментальным путем. Если кПр известен, то при проектировании покрытия теплоизоляции достаточно испытать кубические образцы на одноосное сжатие и по формуле (25) найти Епр.

Получен обобщенный коэффициент постели Су0 с использованием 'формулы (24) для поперечного перемещения трубы

Эксплуатационные напряжения ст,квГ в поперечном сечении теплоизоляции определены путем суммирования эквивалентных напряжений от массовых сил и возникающих воздействий при поперечных перемещениях трубопровода.

Находим также деформацию ех слоя теплоизоляции при поперечном перемещении трубы

Используем три критерия предельного состояния теплоизоляционного слоя: по касательным напряжениям [т], растягивающим напряжениям [а]р и радиальной деформации с™"*

Тв< [т], £Тэкв1<[а]р, £,< с™

(28)

Нарушение хотя бы одного из условий (28) говорит о недостаточной несущей способности теплоизоляционного покрытия. Окончательный вывод о несущей способности теплоизоляционного покрытия трубопровода в целом делаем с учетом напряжений в трубопроводе.

Для апробации результатов экспериментов и расчетов по предложенным методикам, изготовлена модель с коэффициентом подобия равным 0,1 для теплоизолированного трубопровода 0Н=1020 мм. Определение напряжений в конструкции модели трубопровода осуществлялось на лабораторной установке, представляющей собой плоский короб из органического стекла. В короб без зазора по торцам помещается модель, состоящая из отрезка стальной трубы и слоя монолитной теплоизоляции из пенополистирола. В свободное пространство короба засыпается сухой песок. На внутренней поверхности трубы с шагом <р=я/4 укреплены тензодатчики для измерения деформаций в районе верхней образующей).

Нагрузка q создается с помощью пресса, который передает усилие на грунт через штамп. Усилие Р ступенями увеличивалось от 0 до 4 кН, после чего замеряли деформации трубы.

Анализ величин напряжений в трубе, полученных расчетным методом и с помощью эксперимента показал расхождение результатов в пределах 11%, что является допустимым.

Исследования теплоизоляционного и гидроизоляционного слоев низкотемпературного трубопровода на прочность в районе его выхода из мерзлого грунта выполнены также на модели.

В результате выполненных экспериментальных работ также подтверждена сходимость теоретических и экспериментальных данных, которая составила 10,8%.

Исследования показали, что существующие теплоизоляционные материалы из пенопластов, используемые для проектирования трубопроводных систем, при заданной организации раббты обеспечивают их надежную работоспособность. Установлено, что прочность и длительная прочность Рдл теплоизоляции при низких температурах выше, чем при положительных.

В пятой главе представлены результаты оценки работоспособности конструкции трубопровода для СПГ (рис. 11а) и для глубокоохлажденного газопровода (рис. 116) с различными способами прокладки и использованием новых конструктивных решений.

Рис. 11. Разбивка экспериментального тСПГ-провода 1-ой а) и ОПГ-провода 2-ой б) Очереди строительства на расчетные элементы и эпюры изгибающих

моментов М

а)

б)

Компенсация температурных деформаций осуществляется .кривыми холодного гнутья радиусом 25 м, сальниковыми самоуплотняющимися компенсаторами, П и Г- образными компенсаторами.

Трубопровод уложен на свободно-подвижные и неподвижные опоры, закрепление осуществлено низкотемпературными анкерами. Теплоизоляционное покрытие условно разделено на два типа по фактору сжимаемости: жесткая (ППУ, ППС) с деформацией до 6% и мягкая (минеральная вата на углах поворота) с деформацией свыше 30%.

Трубопровод СПГ (первая очередь строительства) и ОПГ (вторая очередь строительства) 0.1020 мм и перемычки 0 530 мм выполнены из ЭЛ-стали ЮХГНМАЮ, отводы 0 325 мм - из стали 12Х18Н10Т, предел их прочности соответственно равен 520 МПа и 540 МПа, рабочее давление Р=5,5 Мпа.

Анализ НДС СПГ и ОПГ-проводов выполнен методом конечных элементов с использованием результатов экспериментальных и аналитических исследований.

Элементы трубопроводов взаимодействуют с основанием (теплоизоляция-грунт) в продольном и поперечном направлениях. Взаимодействие их с двухслойным основанием задаем в виде билинейной диаграммы Прандтля. Наклонная ветвь диаграммы соответствует упругому деформированию основания с коэффициентом постели Сх, горизонтальная ветвь характеризует продольное сопротивление сдвига основания. В поперечном направлении задана прямолинейная зависимость деформирования основания с коэффициентом постели Су. Коэффициенты постели и касательное напряжение сдвига определены по формулам (22-24), коэффициент С*т определен из условия упругой работы длинного цилиндра теплоизоляции с касательной нагрузкой, с учетом модуля сдвига материала Сдл нагруженной части трубы и теплоизоляции. Коэффициент постели Сут отражает одностороннее радиальное сжатие слоя теплоизоляции с учетом модуля деформации теплоизоляции Едл, толщины её слоя И и коэффициента приведения Кп.

Коэффициент К„ приводит условия связи трубы с теплоизоляцией к условиям деформирования образца теплоизоляции толщиной п.

Условия работы соответствуют скольжению трубопровода в теплоизоляции с коэффициентом (=0,3, при этом Кп=0,9.

Расчётное моделирование неподвижной подземной опоры диафрагменного типа сводится к определению двух параметров: предельного сопротивления опоры при сдвиге ^р и приведенного коэффициента постели

где: Hon- предельная расчётная нагрузка на опору, Н; Цп- длина опоры по оси трубопровода, м;

S, =7txDTxLnM- площадь боковой поверхности цилиндра по наружной поверхности теплоизоляционного покрытия , м2;

1-

- площадь опирания на грунт кольцевых

диафрагм, м2;

п-число диафрагм; DK-наружный диаметр диафрагм, м.

Влияние тройникового соединения на работоспособность магистрали задаём коэффициентом СХПр.

Анализ продольных сил, изгибающих моментов, перемещений и напряжений по элементам показывает, что значения напряжений в режиме эксплуатации выше,, чем в режиме охлаждения, за исключением элементов 6-7 и 26-27 (рис 116).

Наибольшие напряжения достигаются в трубопроводе (рис. 11а) на стыке элементов 6-7, сгтах= 260 МПа и 23-24, <гтах= 236 МПа.

Поскольку в низкотемпературном трубопроводе реализуются растягивающие продольные напряжения, то \\>2 =4/3 =1. Коэффициент С для трубопровода первой категории равен 0,85.

Значения напряжений низкотемпературного трубопровода (для различных диаметров) представлены в табл. 2.

Таблица 2

Результаты анализа работоспособности трубопровода

Узел стыка элементов Диаметр трубы, мм Марка стали Правая часть формул, МПа Наибольшие продольные напряжения, МПа Коэффициент запаса, Пгтмп

Ч'; X R,

1 2 3 4 5 6 7

26-27 1020 ЮХГНМА.Ю 265 356 • 225 1,18

6-7 530 10ХГНМАЮ 278 374 260 1,07

48-49 325 12Х18Н10Т 289 187 181 1,03

Из табл. 2 следует, что наиболее опасными узлами являются стыки элементов 26-27, где лт,л=1,18и стык 6-7 пт/л=1,07. При этом даже на этих стыках НДС конструкции находится в допустимых пределах.

Расчетный анализ, выполненный по предложенным методикам, показал, что ЭЛ-сталь ЮХГНМАЮ удовлетворяет условиям работоспособности СПГ и ОПГ-проводов.

В: шестой главе представлены методы и алгоритмы диагностики потенциально опасных участков низкотемпературного трубопровода, его мониторинга с целью определения напряжений и предотвращения аварийности.

Решена задача монтажа и крепления первичных средств диагностики в натурных условиях при наличии низких, криогенных температур, заглублении трубопровода в грунт, наличии на трубе парогидро-теплоизоляции и защитного покрытия.

Приведены результаты исследований тензоэлементов, созданных на базе стандартных тензорезисторов (КФ-5, 2ФКТК-10-200 и др.), для использования при температурах СПГ В качестве подложки рекомендована тонкостенная сталь марки Х18Н10Т толщиной 0,1 мм.

В результате исследований выявлено, что для наклейки тензорезисторов следует принять клей БФ-2, так как клеевые соединения на его основе удовлетворительно выдержали все проведённые испытания. При этом для улучшения адгезии предложены и апробированы дополнительные технологические операции: очистительный отжиг подложки; нанесение клея на подложку с применением центрифуги; увеличение времени выдержки до четырех часов при открытой сушке клея.

Исследование работоспособности тензоэлементов осуществлялось на разработанной установке, состоящей из камеры, выполненной по принципу Дьюара, деформируемой балки равного сопротивления, индикатора для определения величины ее прогиба (с точностью замера ±0,01%), распылителя для подачи в камеру жидкого азота.

Циклы измерений на установке для снятия статических характеристик, измерения ползучести материала и механического гистерезиса проводились .в течение трех месяцев. В результате испытаний выявлено, что при изменении температуры с положительной ( + 18Х) до отрицательной (-100Х) в течение 2520 час. коэффициент тензочувствительности К изменился с величины 1,6 до 2,5. В то же время К на одном и том же температурном уровне с течением времени изменяется незначительно (при -100°С с 1,89 до 1,91), что позволяет исключить низкотемпературную тарировку тензорезисторов путем «старения». При многократном нагружении и разгрузке тензоэлементов, при различных температурах, статическая характеристика имеет малый гистерезис, а поэтому наблюдается повторяемость показаний.

Методика тензометрирования низкотемпературных трубопроводов была апробирована на магистральном газопроводе Пунга-Ухта-Грязовец, нефтепроводе Ухта-Ярославль, на буровой, установке в районе г. Усинска.

В седьмой главе дана комплексная оценка проблемы работоспособности трубопроводов СПГ и ОПГ.

Исследования режима охлаждения стенок низкотемпературного теплоизолированного трубопровода выполнены на специальной установке, состоящей из сосуда. Дьюара - испарителя, ресивера, вакуумного насоса и труб 08x2 и 33x3 мм.

На рис. 12 приведены графики изменения температуры во времени для различных сечений трубопроводов. Эмпирические коэффициенты получены-обработкой экспериментальных данных, их средние значения для обоих трубопроводов соответственно равны: А0 = 1,001 и 895, В = -0,0474 и 0,1511, С = 0,000081 и 259:

а б г_к

300

Рис.12. Зависимость изменения температуры стенки трубопровода диаметром 8x2 мм (а) и 33x2 мм (б) от времени на расстоянии от начального сечения: 1-0; 2-0,6; 3-1,2; 4-0,875; 5-2,375; 6-3,125 (м).

Разница значений экспериментальных, и расчетных; данных не превышает 5,7%.

Отлажена технология сварки поперечных сварных швов в зимний период для труб из ЭЛ-сталей при строительстве Ухтинского низкотемпературного безнапорного опытного трубопровода 01020 мм с помощью электродов фтористо-кальциевого типа. Проверены сварные швы на усталость на четырехпозиционной установке с применением сосуда Дьюара и емкости, обеспечивающей в зоне испытания образцов стабильность криогенных температур.

Разработана методика и выполнены исследования динамики

разрушения СПГ-провода, скорости фазового перехода транспортируемого СПГ при разрыве трубы. Испытания проводились на трубах диаметром 60x4, мм из стали 12Х18Н10Т (рис. 13) с заглушенными концами. В качестве рабочего продукта использован жидкий азот. В середине трубы сделан надрез для инициирования трещины. Изменения внутреннего давления регистрировались с помощью двух проволочных тензодатчиков. Для измерения температуры использовали 12 термопар. Для запуска осциллографа применён проволочный датчик, наклеенный на одном из концов инициирующего надреза.

Рис. 13. а) - схема испытательного стенда: 1, 8- впускной и выпускной патрубки; 2- датчик давления; 3- термопары; 4- теплоизоляционный слой; 5- проволочный тензодатчик; 6- инициируемый трещину разрез; 7- испытуемая труба; 9- манометр; 10- потенциометр; 11 - осцилограф. б) - осциллограмма изменения давления в процессе разрушения трубы: I - в средней части трубы; II - в торце трубы, Рразр= 5,0 Мпа.

В испытуемую теплоизолированную трубу заливался жидкий азот, пары которого выходили через выпускной патрубок. При достижении температуры минус 196*С подача жидкого азота прекращалась. За счет снятия части теплоизоляции внутреннее давление поднималось из-за расширения жидкого азота. Темп повышения температуры и давления выдерживались таким образом, чтобы не происходил преждевременный фазовый переход «жидкость - газ». При достижении давления равного 5,0 МПа производилось инициирование разрушения от поверхностного надреза. Разрыв проволочного датчика на надрезе «запускал» осциллограф в работу, в результате чего записывалась осциллограмма изменения давления до разрушения. Анализ результатов показал, что давление падает на датчике у надреза

(кривая I) и по истечении 500 мкс происходит падение давления на втором датчике (кривая II). Таким образом, при достижении, волной декомпрессии обоих датчиков давление на них резко снижается до 0. Далее в течение 250-300 мкс давление не меняется, затем оно резко возрастает за счет образования газовой фазы по всему объему трубы, достигая первоначального уровня и снова снижается до Р= 1,8 МПа. Скорость декомпрессии жидкого азота при Р= 5,0 МПа и температуре -120°С составляет 827 м/с. После снижения давления происходит фазовый переход «жидкость-газ» со скоростью 413 м/с. Давление в трубе, по мере распространения трещины, возрастает и достигает уровня, близкого, к первоначальному с последующим медленным снижением. При этом, скорость декомпрессии газовой фазы составляет 361-372 м/с, что близко к критическому значению (400 м/с). При распространении трещины в стороны от эпицентра ударные волны распространяются со скоростью 1900-1917 м/с и вызывают изменение давления в жидкой фазе на 13 %, в газовой - на 3%, относительно первоначального уровня. Это свидетельствует о том, что, несмотря на высокую скорость снижения давления быстрой остановки разрушения ожидать не следует, т.е. предположение о том, что СПГ- провод разрушается как нефтепровод, без лавинного разрушения, неправомерно.

На работоспособность внешних элементов низкотемпературных трубопроводов, в особенности на п. Ямал и в Карском море, где планируется строительство крупного завода получения СП Г и прибрежных порталов, оказывают коррозионные процессы.

Выполненные исследования показали, что газоносная провинция Ямальского региона (Харасавэй, Бовоненково) имеет гидрокарбонатно-хлоридно-магниевые и натриевые грунты, засоленностью от 0,09 до 43 г/л по аниону. Вода содержит хлор-ионы от 12 до 98%, реакция кислая, рН=5,6-6,4. В Бованенково обнаружена межмерзлотная линза с засоленностью до 43 г/л.

Скорость коррозии металла трубы в условиях Харасавэя - 0,0030,021 мм/год. В то же время при движении вешней воды скорость коррозии на разделе фаз грунт-атмосфера возрастает до 0,2-0,3 мм/год. В воде Карского моря она равна 0,15 мм/год.

Существенное влияние на прочность низкотемпературного трубопровода оказывает метод его строительства. Поэтому разработана, изготовлена и испытана новая модель самоходной, системы для строительства трубопроводов. Проведены исследования на. прочность трубопровода в системе «труба-машина-грунт», в зависимости от тягового усилия. Расчет осуществлен в соответствии со схемами рис.14.

Рис. 14. Расчетные схемы для определения нагрузки на платформу (а) и тягового усилия (б).

Основным фактором, влияющим на величину сопротивления передвижению платформы, является действующая на нее нагрузка от веса поднимаемой плети трубопровода. Строящийся трубопровод опирается на две платформы. Причем нагрузка от веса, трубопровод а при помощи специального устройства распределена поровну на обе платформы (Яг=Нз)-

Таким образом, уменьшается величина отпора между строящимся трубопроводом, и опорными элементами при. воздействии на него захватного устройства и веса.трубы. Выполнен расчет величины тягового усилия и определено НДС трубы для предложенного метода строительства.

Этот метод позволил уменьшить остаточные напряжения в трубопроводе до 15% от величины воздействия при классическом методе строительства.

Выполнена апробация полученных аналитических и экспериментальных результатов исследования; напряженного состояния с использованием предложенного метода строительства при возведении газопровода Соплесск-Печора диаметром 720 мм.

Определено тяговое усилие Т передвижения платформы, зависящее от угла наклона а носовой поверхности платформы к горизонту земли и: коэффициента трения f между стальным корпусом и грунтом. Получена зависимость тягового усилия от диаметра и толщины стенки строящегося трубопровода. Погрешность расчетов относительно экспериментальных данных для диаметра трубопровода 426 мм составила 20%, а для диаметра свыше 426 мм -10%.

/ 2 3 Ч

Рис. 15. Зависимость напряжений сгтв трубопроводе от тягового • усилия Р движителя системы: 1 - от силового воздействия движителя; 2- от высоты подъёма трубопровода; 3 - предельно-допустимые напряжения для трубных сталей (марки 17 ГС);

17777/71- номинальный режим работы самоходной системы; • - экспериментальные значения напряжений.

Исследования показали, что напряжения в трубопроводе от воздействия захватного устройства в 2-3 раза, ниже напряжений, возникающих при его подъеме трубоукладчиками, и составляют при номинальном режиме работы 10-15% величены предельно допустимых напряжений для стали 17ГС.

Основные результаты и выводы

1. Создана методология предпроектной проработки комплекса мероприятий в целях определения оптимального варианта прокладки системы низкотемпературного трубопровода, конфигурации его оси, выбора материалов и конструктивных элементов. Решена проблема обеспечения работоспособности СПГ и ОПГ-проводов при различных видах прокладки, включая их комбинацию. Разработан метод расчета системы «труба-теплоизоляция-грунт», учитывающий перемещения грунта в процессе пуска и эксплуатации трубопровода, его пространственную конфигурацию и комплекс нагрузок и воздействий.

2. Предложена и экспериментально доказана необходимость применения ЭЛ-сталей с низким содержанием никеля; отработаны способ сварки таких труб при строительстве применительно к СПГ и ОПГ-проводам.

3. Предложен метод расчета прочности теплоизоляционных материалов низкотемпературного трубопровода с толщиной покрытия,

сопоставимой с диаметром трубы. Экспериментально подтверждено, . что прочность и долговечность теплоизоляционного покрытия повышаются при понижении температуры эксплуатации.

4. Разработан и исследован новый тип осевого компенсирующего устройства, обеспечивающий дополнительное самоуплотнение при регазификации СПГ в процессе его утечки, предложена методика его комплексного расчета.

5. Для закрепления СПГ и ОПГ-проводов в проектном положении созданы, теоретически обоснованы и экспериментально апробированы: опора диафрагменного типа, ограничивающая осевые перемещения, и низкотемпературные анкеры двух типов, ограничивающих перемещение трубопровода в вертикальном направлении.

6. Экспериментально определена закономерность, развития коррозионных процессов в СПГ и ОПГ-проводах для условий п-ва Ямал и Карского моря.

7. Экспериментально исследовано взаимодействие элементов системы «труба-теплоизоляция-грунт». Доказано, что при монолитном типе взаимодействия трубы с теплоизоляцией прочность теплоизоляции в два . раза выше, чем при скользящем типе взаимодействия, однако расстояние между компенсаторами при монолитном типе соединения в два раза меньше, чем при скользящем типе соединения. Получены критериальные параметры, характеризующие начало разрушения теплоизоляции.

8. Экспериментально изучено лавинное разрушение СПГ - провода при фазовом переходе жидкость-газ в случае аварии. Получены параметры кинетики разрушения трубопровода.

9. Теоретически обоснован, создан и апробирован в натурных условиях строительный комплекс для возведения СПГ и ОПГ-проводов, позволяющий снизить монтажные напряжения в конструкции в шесть-семь раз.

10. Методологически разработана система диагностики СПГ и ОПГ-проводов, позволяющая контролировать изменения физико-механических параметров конструкции трубопровода и окружающего грунта, а также НДС на потенциально-опасных участках для обеспечения надежной эксплуатации.

РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ :

1. Полозов А.Е., Абрамов А.П., Санжаровская С.Ф. Коррозия и защита газовых технологических систем в условиях Европейского Севера // Тр. ВНИИСТ. -Вып. 35, 1977

2. Полозов А.Е. Магистральные трубопроводы для транспорта сжиженного природного газа // Строительство трубопроводов, 1981. - № 12.-С. 22-23.

3. Николаева Н.А., Полозов А.Е., Шарыгин В.М. Влияние продольной компенсации и параметров основания на поведение охлажденного трубопровода. // Строительство трубопроводов, 1982.- № 8. - С. 27.

4. Полозов А.Е., Илюшин В.И., Щур Н.М. Тепловое взаимодействие трубопроводов // Строительство трубопроводов, 1983. - № 12. - С. 27 -28.

5. Полозов А.Е., Шарыгин A.M., Шарыгин В.М., Ларионов Б.Н. Прочность теплоизоляции подземного трубопровода при воздействии давления грунта. «Трубопроводы сжиженного природного газа, материалы и конструкции для их обустройства». Сб. научн. тр. ВНИИСТ.-.М., 1985.-с.22-28.

6. Полозов А.Е. Исследования в области создания магистральных трубопроводов охлажденного и сжиженного ' природного газа // Трубопроводы сжиженного природного газа, материалы и конструкции для их обустройства / Под ред. В.В. Андреева, А.Е. Полозова. Сб. науч. тр. ВНИИСТ. М., 1985. - С. 3 - 9.

7. Полозов А.Е., Логвин Г.П. Самоходная система для строительства трубопроводов на болоте // Строительство трубопроводов, 1985. № 10. -С. 15-17.

8.Логвин Г.П., Полозов А.Е., Илюшин В.И., Шарыгин В.М. Метод определения тягового усилия для перемещения технологических платформ по болотам// Применение строительных материалов в нефтегазовой отрасли: Сб. научн. тр. ВНИИСТа.- М., 1986.- С. 81-87.

9. Полозов А.Е. Перспективы развития магистральных газопроводных систем // Применение строительных материалов в нефтегазовой отрасли. Сб. науч. тр. ВНИИСТ. М., 1986.-С. 100-105.

10. Магистральные трубопроводы охлажденного и сжиженного природного газа / Под ред. А.Е. Полозова. - АН СССР. - Уральское отделение. - Коми научный центр. - Сыктывкар, 1988. 157 с.

11. Полозов А.Е., Санжаровская С.Ф., Войцеховская Л.Н. Коррозионная активность грунтов и природных вод Ямала // Строительство трубопроводов, 1988. № 2. - С. 15-17.

12. Полозов А.Е., Мирошниченко Б.И. Динамика фазового перехода при разрушении трубопровода сжиженного газа // Строительство трубопроводов, 1 990.-№ 4. - С. 38 - 39.

13. Шарыгин A.M., Полозов А.Е., Шарыгин В.М. Прочность тепловой изоляции в условиях радиального сжатия // Нефтегазовое строительство в условиях Крайнего Севера. - Сб. науч. Тр. - М: ВНИИСТ, 1993.-С. 3-9..

14. Полозов А.Е. Полигон для отработки научно-исследовательских, строительных и эксплуатационных вопросов применительно к СПГ-проводам // Строительство трубопроводов, 1995. -Май-июнь.- С. 12-14.

15. Полозов А.Е. Методика определения режима охлаждения низкотемпературного трубопровода // Газовая промышленность, 1996. №11-12.-С.24-26.

'16. Полозов А.Е. Коррозионная активность грунтов полуострова Ямал // Строительство трубопроводов, 1996. №7-10.- С. 43 -46

17. Полозов А.Е. Низкотемпературные газопроводы //Газовая промышленность, 1997.-№11.-С. 12-14.

18. Полозов А.Е, Дикунов СВ. Исследование прочности и надежности парогидроизоляционных покрытий низкотемпературных и обычных теплоизолированных газопроводов. - Деп. в ВИНИТИ 10.01.2001, №45В2001. - М., 2001. - 21 с.

19. А. С. 945581, МКИ Р 16 1_ 51/00.Трубопроводный компенсатор / А.Е. Полозов. 80584/29-08; заявл. 15.09.80; опубл. 23.07.82. -Б.И. № 27.

20. А. С. 855317, МКИ Р 16 1_ 1/00. Устройство для закрепления низкотемпературного газопровода в грунте / А.Е. Полозов. -№2721788/29-08; заявл.07.02.79; опубл. 15.08.81. -Б.И. №30.

21. А. С. 666361, МКИ Р 16 1_ 9/18, 59/06. Трубопровод с вакуумной изоляцией / А.Е. Полозов. - №2551005/29-08; заявл. 06.12.77; опубл.05.06.79.-Б.И. №21.

26. А. С. 890012, МКИ Р 16 1_ 59/14. Устройство для монтажа теплоизоляции /А.Е. Полозов. - №2633616/29-08; заявл. 19.06.78; опубл.

15.12.81.-Б.И. №46.

22. А:С. 1071479, МКИ В 60 Р 3/40. Устройство для перевозки на транспортном средстве труб /А.Е. Полозов. № 3508837/27-11, заявл.

05.11.82, опубл. 07.02.84.- Б.И. № 5.

23. А. С. 1024640, МКИ Р 161_1/100. Способ сооружения трубопроводов для транспортировки низкотемпературных продуктов / А.Е. Полозов. -№2987418/29-08; заявл. 29.09.80; опубл.23.06.83; Б.И. № 23.

24. А. С. 63961 1, МКИ В 05 С 5/02, В 05 13/00. Устройство для нанесения покрытий на наружную поверхность труб / А.Е. Полозов. -№2502043/23-05; заявл. 01.07.77; опубл. 30.12.78. -Б.И. №48.

25. А. С. 741953, МКИ В 05 С 5/02. Устройство для нанесения покрытий на наружную поверхность труб /А.Е. Полозов. - №2690411/23-05; заявл. 30.11.78; опубл. 25.06.80. - Б.И. № 23.

26. Сальниковый самоуплотняющийся компенсатор /А.Е. Полозов, В.И. Илюшин, О.М. Иванцов. -№2374958/25-08; заявл. 21.06.76; опубл. 11.09.77.-Б.И. №38. .

27. А. С. 723272, МКИ Р 16 3 15/18. Сальниковое уплотнение / В.И. Илюшин, А.Е. Полозов. - №2458151/25-08; заявл. 01.03.77; опубл. 28.03.80.-Б.И. №11.

28. А. С. 635342 МКИ Р 16 1_ 1/02. Устройство для заделки трубопровода в плотной среде / Г.М. Чичко, А.Е. Полозов. -№2396629/29-08; заявл. 13.08.76; опубл. 30.11.78. - Б.И. №44.

29. А. С. 918632, МКИ Р 16 1_ 1/00. Устройство для закрепления низкотемпературного трубопровода в грунте / В.Г. Тишин, А.Е. Полозов. - №2770898/29-08; заявл. 25.05.79; опубл. 07.04.82. -Б.И. № 13.

30. А. С. 875178, МКИ Р 16 _ 59/12. Теплоизоляционная конструкция для трубопроводов / А.Е. Полозов, В.М. Шарыгин. - №276784/29-08; заявл. 15.05.79; опубл. 23.01.81*. -Б.И. № 39.

31. А. С. 1199621, МКИ В 28 В 21/82. Установка для обетонирования трубчатых изделий / Б.В. Гусев, А.А. Попов, А.Е. Полозов и др.. -№3644569/29-33; заявл. 22.09.83; опубл. 23.12.85. -Б.И. № 47.

32. А. С-1093862, МКИ Р 16 _ 1/04. Способ прокладки подземного трубопровода типа труба в трубе / М.С. Латыпов, А.Е. Полозов, Е.И. Слепокуров и др.. - №3559816/29-08; заявл. 02.03.83; опубл. 23.05.84/. -Б.И. № 19.

33. А. С. 1149096, МКИ Р 16 _ 1/00. Самоходная система для технологической обработки трубопроводов / Г.П. Логвин, А.Е. Полозов, В.И. Билич. - №3602208/29-08; заявл. 03.06.83; опубл. 07.04.85. -Б.И. № 13.

34. А. С. 1203309, МКИ Р 16 _ 1/00. Самоходное устройство для поддержки трубопровода на неплотных грунтах / Г.П. Логвин, А.Е. Полозов и др.. -№3764400/29-08; заявл. 28.06.84; опубл. 07.01.86. -Б.И. №1.

35. А. С. 1071479, МКИ В 60 Р 3/40. Устройство для перевозки на транспортном средстве труб / А.Е. Полозов, О.М. Иванцов. -№3508837/27-11; заявл. 05.11.82; опубл. 07.02.84. -Б.И. № 5.

36.. А. С. 1563219, МКИ С 09 Д5/12. Композиция для грунтовочного покрытия / А.Т. Санжаровский, Т.В Веселова, А.Е. Полозов и др.. -№4307342/23-05; заявл. 06.08.87.(ДСП).

37. Патент Я11 2220257, МКИ 7Е02Д27/32, 27/35 Способ создания основания строительного фундамента на заболоченных территориях. А.Е. Полозов, Г .А. Бочаров, заявл.08.01.02, опубл. 27.12.03.- Б.И. №36.

Заказ № 10 Лицензия № 020878 от 20 мая 1999 г.

Тираж -120 экз. Подписано к печати 03.03.2004 г.

Объем 2 уч.-изд.л. Формат'60х84\16

Отпечатано на ротапринте ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка

Содержание диссертации, доктора технических наук, Полозов, Анатолий Евсеевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА

ПРЕДПОСЫЛКИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ И РАСЧЕТОВ ПРОЧНОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1. влияние физико-химических параметров транспортируемого сжиженного и охлажденного природного газа на конструктивные характеристики, динамику подвижек и напряженное состояние трубопровода

1.2. уровень применения трубопроводов сжиженного и охлажденного природного газа в зарубежной и отечественной практике, их классификация

1.3. основные требования к конструкции и правила строительства и эксплуатации низкотемпературных газопроводов в основных газоносных провинциях россии

1.4. конструкции и конструктивные особенности низкотемпературных газопроводов, характеристики конструкционных материалов

1.4.1. КОНСТРУКЦИИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.4.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ И КРИОГЕННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

1.4.3. ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ ДЛЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.4.4. СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.4.5. ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО ТРУБОПРОВОДА

1.5. влияние метода строительства на конструктивные особенности низкотемпературного трубопровода

1.6. прочность и надежность низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов

1.7. диагностика низкотемпературных теплоизолированных газопроводов

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

ГЛАВА

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА ПРОЧНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ КОНСТРУКЦИЙ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. основные этапы развития теории расчета оболочечных конструкций в деформируемых средах

2.2. теоретические решения по определению зависимостей «напряжения-деформации» в низкотемпературном трубопроводе

2.3. использование метода конечных элементов при расчетах конструкции низкотемпературных трубопроводов в деформируемых средах

2.3.1. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

2.3.2. БЛОК РАЗБИВКИ НА КОНЕЧНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И ПОСТРОЕНИЕ МАТРИЦ ЖЕСТКОСТИ ДИСКРЕТНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

2.4. физико-механические характеристики основных элементов и среды к расчетной схеме низкотемпературных и криогенных трубопроводов

2.5. расчет напряженно-деформированного состояния системы «труба-теплоизоляция-грунт» при действии сил от веса грунта и трубопровода

2.6. определение напряженно-деформированного состояния в системе «труба-теплоизоляция грунт» при действиии сил от веса грунта, трубы и наземного транспорта

2.7. влияние температуры продукта и механических нагрузок на подземный трубопровод

2.8. напряженно-деформированное состояние искривленного трубопровода в результате охлаждения

2.9. динамика, прочность и надежность теплоизолированного покрытия трубопровода на выходе из грунта в атмосферу

2.9.1. ОСНОВНЫЕ СООТНОШЕНИЯ МЕТОДА КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ДЛЯ ОБЪЕМНОЙ ОСЕСИММЕТРИЧНОЙ ЗАДАЧИ

2.9.2. НАПРЯЖЕНИЯ В ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННОМ ПОКРЫТИИ ПРИ ПРОДОЛЬНОМ СМЕЩЕНИИ ТРУБЫ В ЗОНЕ ПЕРЕХОДА ПОДЗЕМНОГО СПОСОБА ПРОКЛАДКИ В НАДЗЕМНЫЙ

2.9.3. НАПРЯЖЕНИЯ В ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ ПРИ ПОПЕРЕЧНОМ СМЕЩЕНИИ ТРУБЫ В ЗОНЕ ПЕРЕХОДА ПОДЗЕМНОГО СПОСОБА ПРОКЛАДКИ В НАДЗЕМНЫЙ

ВЫВОДЫ ПО ВТОРОЙ ГЛАВЕ

ГЛАВА

ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, КОМПЕНСАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ И ЗАКРЕПЛЕНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. основные положения и предпосылки прочностных расчётов низкотемпературного трубопровода

3.2. конструкции спг и опг- проводов и их работоспособность

3.2.1. АНАЛИЗ РАБОТЫ И РАСЧЁТ СТАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

3.3. компенсация температурных деформаций низкотемпературных трубопроводов

3.4. напряжения и перемещения на криволинейных участках низкотемпературного трубопровода

3.5. закрепление и опирание низкотемпературных трубопроводов

3.6. «закрепление» трубопроводов с использованием низколегированных анкеров выводы по третьей главе

глава

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-РАСЧЁТНАЯ ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИ ОННОГО ПОКРЫТИЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ

4.1. поведение конструкций теплоизоляционных покрытий трубопроводов в натурных условиях

4.2. механическое взаимодействие системы труба-теплоизоляция грунт и прочность конструкции

4.3. критические величины напряжений в теплоизоляционном покрытии в зависимости от вида связи труба-теплоизоляция

4.4. оценка предельно-допустимых напряжений в теплоизоляционном покрытии

4.5. сопротивление и модули деформации покрытия теплоизоляционного трубопровода

4.6. модельные испытания прочноститеплоизоляционного покрытия и определение расхождения полученных теоретических и экспериментальных данных

4.7.модельные испытания на прочность тепло и гидроизоляционных покрытий трубопровода на разделе «грунт-атмосфера» выводы по четвертой главе

глава

СОВМЕСТНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЧНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ВЫВОДЫ ПО ПЯТОЙ ГЛАВЕ

ГЛАВА

ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ сжиженного и охлажденного природного газа

6.1 параметры низкотемпературного трубопровода, подлежащие исследованию с применением тензометрии

6.2 отработка технологии наклейки тензорезисторов и определение ее прочности

6.3 экспериментальное исследование характеристик тензо-элементов при низких температурах

6.4 отработка процесса монтажа тензорезисторов на низкотемпературном трубопроводе

6.5 исследование параметров серийных первичных преобразователей в условиях длительной эксплуатации при низких температурах

6.6 прием и обработка информации с использованием автоматической системы «магистраль»

6.7 алгоритмы сбора и первичной обработки измерительной информации

6.8. порядок опроса первичных средств

6.9. алгоритм подпрограммы обработки показаний датчиков деформаций выводы по шестой главе

глава экономичность, надежность и устойчивость конструкции низкотемпературного газопровода

7.1. экономическая и экологическая эффективность

7.2. определение режима охлаждения низкотемпературного трубопровода

7.3. методика исследования разрушения трубопровода сжиженного природного газа при авариях

7.4. испытание прочности и надежности трубопровода на разработанном строительном комплексе для сооружения низкотемпературных трубопроводов

7.4.1. СОЗДАНИЕ ПРИВОДНОГО МЕХАНИЗМА ЗАХВАТА ТРУБОПРОВОДА

7.4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСИЛИЙ ПЕРЕДВИЖЕНИЯ 282 выводы по седьмой главе ' 290 общие выводы 292 список использованных источников 297 приложения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов"

Природный газ является чистым топливом (чистой энергией). Поступая потребителю, он не содержит тяжелых металлов, серы и других вредных примесей, освобождающихся после сгорания.

Метан является универсальным продуктом и, в зависимости от состояния, универсальной транспортной единицей. Универсальность, с одной стороны, заключается в том, что он может применяться в производстве тепла, электроэнергии, технических процессах, с другой - в сжиженном состоянии он может быть использован как топливо в бытовых условиях, а так же как чистое горючее для автомобилей, локомотивов, летательных аппаратов, речных и морских судов, сельхозтехники и транспортироваться, наряду с трубопроводным, всеми этими видами транспорта. Поэтому все развитые страны стремятся уже с начала XXI века иметь в качестве топлива, главным образом, природный газ, и в первую очередь - в сжиженном состоянии.

Россия располагает самыми большими в мире запасами природного газа, является огромным потребителем и поставщиком его на экспорт, а поэтому вынуждена искать и применять наиболее эффективные формы его получения и транспорта. Кроме того, россияне, проживающие в различных точках страны и удаленные от буферных потребителей газа, находящихся за естественными преградами, вправе пользоваться всеми преимуществами комфортности, которую обеспечивает газ - метан.

Несмотря на то, что газовая отрасль - одна из наиболее молодых, тем не менее она является «локомотивом» в экономике России, поэтому каждое положительное решение, способствующее ее развитию, является эффективным для народного хозяйства.

Успешное развитие отрасли за короткие сроки обеспечили такие институты как ВНИИГАЗ, ВНИИСТ, ГАНГ Рос. гос. университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Гипроспецгаз, ВНИПИГАЗдобыча, ЮЖНИИГИПРОгаз, НИПИЭСУнефтегазсторой, Иркутский Энергетический институт А.Н., институт электросварки им. Е.О. Патона Украины, ВНИИЭгазпром, ЦНИИГМ, УралНИИГМ и др. и их научные и инженерно - технические школы.

С 70-х годов в нашей стране, наряду с созданием новых технологий по строительству, транспорту, конструкциям трубопроводов большого диаметра и давлений, начало развиваться направление создания систем и средств для сжиженного природного газа. В настоящее время на п-ве Ямал строится завод сжижения газа и терминал для морской перевозки СПГ судами-метановозами. Для Мурманской области и о. Сахалин разрабатываются проекты заводов сжижения природного газа и сопутствующие сооружения. Разрабатывается в России комплексная программа по широкому использованию СПГ в народном хозяйстве, в том числе как топливо для двигателей транспортных машин и ракетных кораблей. Кроме того Астраханская, Белгородская, Московская, Омская и Оренбургская области завершили разработку такой программы, экономически доказав высокую эффективность широкого использования СПГ в своих областях, а также достигая сокращения 5 вредных выбросов в атмосферу из 7.

Для широкого внедрения СПГ в настоящее время в стране имеется определенный научно - технический задел, который обеспечили такие ученые по гидродинамике, технологии получения и перекачке СПГ, созданию экономнолегированных трубных сталей (ЭЛ-сталей), технологии их сварки, как Иванцов О-М., Одишария Г.Э., Клименко А.П., Лившиц Л.С., Беньяминович О.А., Блейхер Э.М., Красулин И.Д., Зайцев К.И., Ситнова Н.В., Щербакова B.C., Антошин А.С., Сафонов B.C., Чириков К.Ю., Изотов Н. И., Владимиров А.Е., Польских С.М, Газуко И. В., Добровольский Г.П., Клименко С.М., Селетков А.И., Сырейщикова В.И., Зикеев В.Н., Калинушкин П.Н., Дьяконова B.C., Андреев И.Н., и др.

Что касается расчётов оболочек (обмазок), то начало их работ положено еще в 80-х годах XIX столетия, и эта работа продолжается по настоящее время. Значительный вклад внесли Головин Х.С., Коммерель О., Розанов С.Н., Хьютон,

Бодрова-Горелик, Орлов С.А., Бугаева О.Е. и др., которые разработали методы расчета оболочечных систем, работающих в упругой среде. Но наиболее весомый вклад в эту работу внес Шапошников Н.Н., который дал новое решение методу расчета оболочек и впервые внедрил метод конечных элементов, позволивший создать универсальную программу расчета оболочечных систем с привлечением ЭВМ.

Прочностным расчетам трубопроводов с подземной укладкой, в том числе и учетом влияния пучинистых грунтов, свои работы посвятили Клейн Г.К„ Таран В.Д., Бородавкин П.П., О.М. Иванцов В.В. Харионовский, Зенкевич О., Виноградов С.В., Айнбиндер А.Б. и др., трубопроводам с теплоизоляцией -Витальев В.П.

Однако известные разработки не дают полного решения проблемы по созданию низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов, работающих в упругой среде. Нет теории расчета прочности и надежности низкотемпературного трубопровода с толщиной теплоизоляции, соизмеримой с диаметром трубы. Отсутствует для этой конструкции расчёт взаимодействия и динамики подвижек системы труба-теплоизоляция-грунт при воздействии постоянных и временных нагрузок. Нет эффективных конструкций и исследований по элементам компенсации температурных деформаций, опиранию, закреплению трубопроводов, отсутствуют исследования работоспособности из Эл-сталей, созданных для их работы при низких и криогенных температурах. Не использовались методы диагностики и мониторинга низкотемпературных теплоизолированных газопроводов. Нет исследований и решений по определению изменения температуры трубопровода с достаточной степенью точности вдоль трассы при их охлаждении. Не известно поведение динамики разрушения трубной стали при авариях на СПГ-проводе. Нет эффективных способов строительства СПГ и ОПГ-проводов.

Решение комплекса научно-исследовательских, проектно-конструкторских и теоретических проблем позволяет создать работоспособные системы СПГ и ОПГ-проводов для условий России.

Изучение работоспособности новых разработанных конструкций и элементов низкотемпературного трубопровода, предложенных материалов, а также исследования работоспособности системы «труба-теплоизоляция-грунт» требует сравнения с существующими достижениями. Поэтому на месторождении Медвежье и в р-не г. Ухты были построены опытные низкотемпературные теплоизолированные газопроводы по нормативным материалам для тепловых сетей.

Отсутствие расчётов прочности и совершенных конструктивных элементов для низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов привели к выходу из строя опытных теплоизолированных газопроводов уже в первые годы эксплуатации. Основной причиной их выхода стала недооценка прочности теплоизоляционных покрытий, недостаточная организация долевых и поперечных перемещений трубопровода от силовых воздействий и перепада температуры и низкая технологичность их строительства в сложных условиях. Поэтому, используя теорию метода сил, аналитические решения и, применив численный метод конечных элементов, разработана универсальная программа для расчета прочности и механической надежности системы низкотемпературного трубопровода.

Полученная теория расчета с применением ЭВМ позволяет оценить в первом приближении несущую способность криогенного трубопровода, выявить роль материалов, основных элементов (трубы и теплоизоляционной оболочки) на напряженно-деформированное состояние конструкции. Выяснить наиболее опасное сочетание нагрузок от температурного воздействия постоянных и временных сил.

Такая оценка необходима для принятия решения о целесообразности строительства линейного объекта, вариантов его прокладки, выбранной конструкции и материалов, для рассмотрения ее на стадии предпроектных работ, разработка проекта, уточнения гидрогеологического микроклимата на трассе (так как теория позволяет сделать оценку осадки «дневной» поверхности грунта).

Для прямых и крутоизогнутых участков низкотемпературного трубопровода, в связи с тем, что длина трубы является наибольшим измерением, а трасса отличается однородностью граничных условий (физико-механические характеристики грунта вдоль трассы), задача-динамика перемещений-прочность конструкции, решается как двумерная, в рамках плоской деформации (в линейно-упругой постановке).

На участках трубопровода, на разделе грунт-атмосфера, однородность граничных условий нарушается, поэтому для анализа прочности элементов низкотемпературного трубопровода возникла необходимость решения задачи в объемной постановке. Однако распределение напряжений и деформаций в осе симметричном теле полностью определяется перемещением точек в плоскости сечения тела вдоль оси симметрии. Поэтому осевая симметрия даёт возможность свести объемную задачу к двумерной, где все параметры напряженно-деформированного состояния будут функциями двух переменных г и z. Решение задачи позволяет определить величины нормальных, главных и касательных напряжений в трубопроводе и теплоизоляционной оболочке, уточнить наиболее опасное сечение^рубопровода.

Подход к расчету прочности собственно СПГ-провода неоднозначен. С одной стороны, при температуре СПГ величина сопротивления R ЭЛ-стали возрастает в 1,2 - 1,3 раза, что позволяет уменьшить толщину стенки в 1,10-1,25 раза, чем у газонефтепровода. Эксплуатационные напряжения будут всегда растягивающими, что объясняется однозначностью напряжений, вызванных отрицательными температурным перепадом и внутренним давлением. С другой - в первые секунды пуска СПГ-провода в работу происходит интенсивное испарение и перегрев пара, продвижение СПГ замедляется и переходит в квазистационарный режим. При этом давление на переднем фронте потока может возрасти и даже превысить давление на входе. Такое явление опасно, поэтому, до наработки практического опыта, в расчеты на опытные СПГ-проводы, необходимо вводить достаточно большой коэффициент перегрузки (в отличие от СНиП), он должен быть не менее Кн=2. В то же время на основании исследования ВНИИСТа выявлено, что коэффициент сварного шва для ЭЛ-сталей, при температуре СПГ, может быть принят как по СНиП ср=0,8.

В защемленном трубопроводе возникают недопустимые продольные напряжения, снижение которых возможно, в первую очередь, применением компенсационных устройств и обеспечением в каждом конкретном случае, монолитной или скользящей схемы взаимодействия на разделе труба-теплоизоляция. Расстояние между компенсаторами будет зависеть от типа соединения. Для этих видов соединения предложен метод расчета по определению предельных сопротивлений tnp.M. и tnpx, с учетом коэффициента трения f, величины которых должны быть получены экспериментальным путем. На примере расчета СПГ-провода диаметром DH.Tp.=l,02 м, DH-xenjl=l,62 м, f=0,3 установлено, что tnp.M=l,68 tnpx, то есть расстояние L для монолитного соединения ниже в 1,68 раза, но прочность теплоизоляционной оболочки со скользящим взаимодействием меньше, чем при монолитном. Для предупреждения температурных деформаций, а следовательно опасных напряжений в теле трубопровода, созданы и исследованы устройства (и способы) для компенсации температурных перемещений, опирания и закрепления низкотемпературных трубопроводов.

Проблематичным для северных регионов (преимущественно в связи с наличием) пылеватых песков является местное изготовление в районы строительства балластных грузов и устройств. В связи с этим созданы низкотемпературные анкеры, обеспечивающие высокий уровень работоспособности по закреплению трубопроводов путем использования холода транспортируемого продукта. Разработан метод расчета распределения температуры через грунт с использованием формулы Форхгеймера. Выявлена наиболее эффективная конструкция анкера.

Привлекая аналитические решения, метод конечных элементов и полученные результаты экспериментальных исследований, разработаны основы теории и инженерные расчеты (для проектирования) по определению: предела прочности при растяжении-сжатии, сдвиге, адгезионной прочности сцепления теплоизоляции с трубой, получены характерные графики напряжения-сжатия, зависимости прочности и деформативности элементов конструкции от длительности действия нагрузок; установлено влияние температуры на механические показатели теплоизоляционного слоя низкотемпературного трубопровода. Определённая величина напряжений в конструкции существенно зависит от упругих перемещений теплоизоляции в грунте в продольном и поперечном направлении при сдвиге и сжатии. С привлечением результатов проведённых экспериментов получен коэффициент постели теплоизоляции и обобщенный коэффициент (теплоизоляция-грунт) постели, через которые определяем деформационные характеристики теплоизоляционного покрытия.

Используя теорию прочности Мора, отражающую феноменологический подход и связывающий (на основе эксперимента) вид напряженного состояния, даётся оценка степени опасности теплоизоляционной оболочки низкотемпературного трубопровода. Определен деформационный параметр, характеризующий начало предельно-напряжённого состояния теплоизоляции (ПНС), то есть появление трещин. Экспериментально установлено, что с понижением температуры прочность и модули упругости теплоизоляции увеличиваются.

Выполненные экспериментальные исследования позволили привести результаты деформирования кубика теплоизоляции в лабораторных условиях к деформационной характеристике конструкции теплоизоляционного покрытия в целом через приведенный модуль упругости и коэффициент приведения Кпр. Результаты перемещений, прочности и надёжности работы теплоизоляционного покрытия низкотемпературного трубопровода на участке выхода его из грунта в атмосферу, полученные расчётным путём, проверенные на экспериментальных моделях трубопроводов, показали высокую сходимость.

Используя разработанную теорию расчета и результаты выполненных экспериментов, осуществлено совместное решение задач по установлению прочности и механической надежности всей системы низкотемпературного трубопровода (на примере запроектированного ВНИПИГаздобычей для района г. Ухты), низкотемпературного газопровода, со сложной конструкцией оси в пространстве и различными видами и условиями прокладки.

Анализ расчета, к которому относятся значения изгибающих моментов, продольных и поперечных перемещений, а также продольных напряжений по всем элементам трубопровода показал, что значения напряжений в режиме эксплуатации превышают соответствующие напряжения в режиме охлаждения, за исключением напряжений на потенциально опасных участках, примыкающих к крутоизогнутому повороту, в связи с их наибольшими перемещениями.

Оценка прочности и деформативности конструкции по минимальной величине запаса показала, что наиболее нагруженные элементы из ЭЛ-стали 10ХГНМАЮ, сваренные в трубопровод диаметром 530 мм и 1020 мм радиальным швом, электродами НИАТ-5 и ОЗЛ-6, при криогенной температуре -120°С и давлении Рраб=5,5 МПа, показали свою достаточную в системе СПГ и ОПГ-проводов (наименьший запас прочности Г|т;п=1,03 и 1,07).

Известно, что новые системы и элементы низкотемпературных трубопроводов требуют их глубокой диагностики по определению напряженно-деформированного состояния трубопровода, заключаемого в измерениях как отдельных составляющих напряжений, вызванных изменением температуры, давления, изгиба и перемещений трубопровода, так и величин суммарных деформаций и напряжений. В свою очередь конструктивные и технологические особенности низкотемпературного трубопровода создают определенные требования к измерительной технике (датчикам, соединительным линиям, измерительной регистрирующей аппаратуре), методике и технике наклейки тензодатчиков на платы, крепления плат к трубопроводу, методике и технике его тензометрирования.

Для этого отработаны, наряду с этими вопросами, тензочувствительность, ползучесть, механический гистерезис, температурные характеристики на специально разработанных установках.

Разработаны: алгоритм сбора и первичной обработки измерительной информации, порядок опроса первичных средств, алгоритм подпрограммы обработки показаний датчиков деформаций, блок-схема программы опроса первичных средств.

Установлено, что переход на СПГ-проводы дает большой экономический и экологический эффект. Удельный вес трубной стали в затратах на строительство газопровода составляет 80%, а переход на перекачку СПГ позволяет перейти с 4-х ниток газопровода на 1-ну нитку СПГ-провода, что дает экономию затрат по металлу 75%. Но с учетом затрат на теплоизоляцию СПГ-провода и повышенную стоимость ЭЛ-стали получаем экономию средств равную 37%.

Используя аналитическую зависимость, строим эмпирическую зависимость изменения температуры стенки низкотемпературного трубопровода по его длине и времени охлаждения. Для определения эмпирических коэффициентов и проверки их значимости используем критерий Стьюдента. Результаты эксперимента получаем на созданной установке, с применением термопар, а также 1— и 12™ точечных потенциометров. В результате исследований получена методика расчета, которая дает ошибку в любом сечении трубопровода не более 5,5%, что значительно ниже, чем получаемая по теории Шухова. Экспериментальным путём получены результаты динамики разрушения трубопровода сжиженного газа при авариях.

В результате выполнения диссертационной работы:

- разработаны и выданы задания на проектирование и технические предложения на: «Строительство экспериментального участка трубопровода сжиженного и охлажденного природного газа протяженностью 1,5 км, включая

-а изотермическое хранилище объемом до 400 м , установки сжижения газа и его регазификации, в районе г. Ухты». Проект разработан Ухтинским филиалом ВНИПИГАЗдобыча. Строительство было приостановлено в середине 90- годов при прекращении финансирования, в процессе «перестройки» в стране, но был построен безнапорный низкотемпературный газопровод;

-разработаны и исследованы в лабораторных и полевых условиях новые узлы и детали к низкотемпературным газопроводам применительно к выдаче задания на проектирование экспериментальных СПГ и ОПГ-проводов, со строительством в Ухтинском районе;

-разработано «Руководство по составу, конструкции, технологии изготовления и монтажу теплоизоляции низкотемпературных трубопроводов (для опытного участка)», Р-353;

-разработано «Руководство по теплоизоляции низкотемпературных трубопроводов (для опытного участка)», Р-594;

- построен газопровод Соплеск - Печора диаметром 720 мм на участках болот , с внедрением а.с. 1149096, и а.с. 1203 3 09;

-использовано разработанное антикоррозийное покрытие (грунтовка ГТ-900) для свай из труб и других стальных элементов для строительства линейных сооружений и обустройства газовых промыслов на Севере Тюменской обл.;

-основные результаты теории расчета прочности линейных объектов и исследований деталей и конструкций должны получить внедрение непосредственно на ОПТ и СПГ -проводах, проектирование, строительство и эксплуатация которых начинают внедряться в России.

Диссертация состоит из введения, семи глав и выводов, содержит 348 страниц рукописного текста, 117 рисунков, 31 таблицу, приложения (графики, табл., и др.). Список использованной литературы включает 180 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Полозов, Анатолий Евсеевич

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Выполнено научно-техническое обобщение теории расчета прочности и надежности низкотемпературных газопроводов, работающих в упругой среде, по предельным состояниям.

2. Разработана обобщенная математическая модель и определены теоретические зависимости влияния постоянных, временных нагрузок и температурных воздействий на напряженно-деформированное состояние основных разномодуль-ных линейных элементов и конструкции низкотемпературного газопровода в целом, на прямых и искривленных участках трассы, при толщине теплоизоляционного слоя сравнимой с диаметром трубы, при использовании численного метода расчета, выполненного в рамках плоской деформации в линейно-упругой постановке.

3.Разработана система математических моделей, алгоритмы которых позволяют определить влияние каждой компоненты в отдельности (постоянной, временной нагрузки, криогенного воздействия температуры) и наибольшего влияния из них на динамику подвижек и прочность системы трубопровода, с учетом задачи Ламе. Получено, что изгибающий момент от криогенной температуры, на примере СПГ-провода диаметром 1020 мм, возрос почти на порядок, а удельные весовые нагрузки в результате переезда трубоукладчиком трубопровода увеличили перемещения и деформации в трубе в 4-6 раз, против нагрузок от веса грунта и трубы с продуктом.

4. Получено при использовании численного метода конечных элементов и выведенного интеграла статического момента, решение по напряженному состоянию толстостенного теплоизоляционного покрытия в объемном варианте (в связи с неоднородностью окружения газопровода средой) на наиболее опасном участке — на выходе газопровода из грунта. Полученные значения напряжений, при единичном поперечном и продольном перемещениях трубы, позволяют оценить напряженное состояние конструкции трубопровода, по известным перемещениям. Установлено, что модуль упругости грунта существенно влияет на величину напряжений в тепловой изоляции, при этом: если грунт жесткий (например, Е=2500МПа), то <'ах=0,314 МПа, для мягкого грунта (Е=25МПа) -сг^ах=0,160МПа (при поперечном смещении трубы); для продольного смещения возмущение в грунте распространяются — в жестком грунте до 1, в мягком до 5 диаметров трубы. Максимальная нагрузка приходится на сечение трубопровода близкое к разделу грунт — атмосфера, со смещением в сторону грунта, примерно на 1/3 диаметра трубы.

5. Предложены впервые, с учетом канонических уравнений и экспериментальных исследований, коэффициент постели теплоизоляции при сдвиге, вызванном продольным перемещением трубопровода, коэффициент постели при поперечных подвижках, а также обобщенный коэффициент постели системы - теплоизоляция-грунт, где упругие свойства материалов работают как система взаимосвязанных пружин, в котором участвуют модули упругости материалов, толщина теплоизоляционной оболочки, коэффициент формы траншеи, единичная длина трубопровода. Они существенно влияют на величину напряжений в теплоизоляции, а также в значительной степени определяют длину компенсируемых участков трубопровода.

6. Выполнено физическое моделирование процесса взаимодействия системы труба-теплоизоляция -грунт с масштабным фактором конструктивных размеров 1/10, и расчет по методу МКЭ с дискретизацией континуальной системы сечений теплоизоляции на более мелкие расчетные элементы, которые показали высокую сходимость результатов определения напряженно-деформированного состояния теплоизоляционного покрытия. Получена расчетная и экспериментальная зависимость аг, (sr) отражающие деформирование образца теплоизоляции кубической формы из того же материала с ребром h, равным толщине теплоизоляционного покрытия трубопровода. Она позволяет по данным испытаний образца на сжатие определить деформации для всей конструкции покрытия, а полученная инженерная формула упрощает расчеты при проектировании объекта.

7. Определены компоненты напряженного состояния (радиального, окружного в функции того или иного угла, касательные напряжения) сечения теплоизоляции в зависимости от распределенной нагрузки, кольцевой жесткости трубы, относительной толщины теплоизоляции, механической взаимосвязи с трубой. Полученные результаты используются для оценки предельно-напряжённого состояния конструкции теплоизоляционного покрытия. Установлено, что касательные напряжения по толщине теплоизоляции изменяются по гиперболическому закону, принимая на внутренней поверхности наибольшие значения, причем независимо от вида связи с трубой. При этом скользящие системы при одном и том же Ру напряжены почти в 2 раза больше чем монолитные, относительная толщина теплоизоляции оказывает незначительное влияние на величину и характер распределения напряжения, например для Л =0,3 и при изменении h на 50% в ту или другую сторону напряжения изменяются не более чем на 10%. Получен для всех видов связи деформационный параметр £гшах, то есть когда на внутренней поверхности теплоизоляции появляются трещины.

8. Результаты численного моделирования и экспериментальных данных процессов взаимодействия элементов конструкции низкотемпературных газопроводов и окружающей среды (при различных видах прокладок) получены автором и переданы институту ВНИПИГАЗдобыча для разработки проекта опытных СПГ и ОПГ-проводов для района г. Ухты.

Выполненные исследования позволили автору проверить некоторые предположения других исследователей и получить новые результаты:

- опасное сечение СПГ-провода в период пуска в работу может быть как в начале так и в конце трубопровода. При этом для «неразрезного» трубопровода в формуле по определению толщины стенки коэффициент перегрузки рабочего давления следует принимать по СНиП п=1,2, для разрезного (с осевыми компенсаторами) его необходимо увеличить для опытных трубопроводов до п=2,0;

- продольные напряжения а"р в стенках всегда растягивающие как от давления продукта и отрицательных температур, так и в результате понижения температуры защемленной трубы. Сочетание растягивающих напряжений в продольном и кольцевом направлениях (по энергетической теории прочности) является благоприятным при определении толщины стенки;

- величина сопротивления ЭЛ-стали при температуре СПГ возрастает в 1,21,3 раза, однако уменьшать толщину стенки для низкотемпературных газопроводов преждевременно;

- скользящий тип соединения труба-теплоизоляция позволяет увеличить расстояние между компенсаторами в 1,68 раза, но при монолитной конструкции теплоизоляционное покрытие прочнее и надежнее;

- установлено, что ЭЛ-сталь 1 ОХГНМАЮ, сваренная электродами НИАТ-5 и ОЗЛ-6 при экстремальных режимах эксплуатации показала свою работоспособность; выявлено, что наибольшие значения напряжений достигают на криволинейных участках, однако и на них получены достаточные запасы прочности металла (rjmia =1,03-1,07).

9. Разработана методология и исследованы процессы диагностики конструкции низкотемпературного газопровода. Серийные тензорезисторы типа 2ФКТК-1200 и КФ-5, предназначенные для умеренных температур, наклеенные на металлическую подложку из стали Х18Н10Т и исследованные при температурах СПГ и ОПТ показали, допустимые характеристики по ползучести, механическому гистерезису и сроку эксплуатации. Предложена технология их крепления на трубопроводы.

Наиболее эффективными из исследованных рецептур клеев оказались клеи БФ-2, но для повышения их адгезии предложены дополнительные технологические операции.

10. Разработано более 20 конструктивных решений, защищенных авторскими свидетельствами, которые дополняют существующие решения по конструкциям низкотемпературных газопроводов, и с учетом разработанной теории и исследованиям узлов и низкотемпературного трубопровода на прочность и надежность позволяют осуществить широкое использование высокоэффективных низкотемпературных газопроводов в условиях России. Для этого нового класса газопроводов на основании исследований получены эмпирические формулы позволяющие определить температуру в каждом сечении низкотемпературного газопровода и в любой промежуток времени, с ошибкой не более 5,5%, данные которых могут закладываться в программу мониторинга с использованием системы «Магистраль». Разработана методика оценки поведения СПГ-провода на лавинное разрушение при аварийной ситуации. Установлено, что характер разрушения протекает по среднему значению между разрушением газопровода и нефтепровода. Экспериментально доказано, что строительство низкотемпературного газопровода по методу предложенному автором уменьшает напряжения в газопроводе в 2-3 раза, чем при укладке трубоукладчиками.

11. Определено, что коррозионная активность грунта на п-ве Ямал составляет 0,2-0,3 мм/год, в Карском море - 0,15мм/год. Эффективным антикоррозионным покрытием металлических конструкций являются грунты ГТП-760ИН и ГТ-900.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Полозов, Анатолий Евсеевич, Курск

1. А.С. 945581 СССР, МКИ F 16 L 51/00. Трубопроводный компенсатор / А.Е. Полозов (СССР).№ 2980584/29-08; заявл. 15.09.80; опубл. 23.07.82.-Б.И. №27.

2. А.С. 855317 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Устройство для закрепления низкотемпературного газопровода в грунте / А.Е. Полозов (СССР). № 2721788/2908; заявл. 07.02.79; опубл. 15.08.81.- Б.И. №30.

3. А.С. 666361 СССР, МКИ F 16 L 9/18. 59/06. Трубопровод с вакуумной изоляцией / А.Е. Полозов (СССР). №2551005/29-08; заявл. 06.12.77; опубл. 05.06.79.-Б.И. №21.

4. А.С. 890012 СССР, МКИ F 16 L 59/14. Устройство для монтажа теплоизоляции/ А.Е. Полозов (СССР). №2633616/29-08; заявл. 19.06.78; опубл. 15.12.81.-Б.И. №46.

5. А.С. 1024640 СССР, МКИ F 16 L 1/100. Способ сооружения трубопроводов для транспортировки низкотемпературных продуктов / А.Е. Полозов (СССР). №2987418/29-08; заявл. 29.09.80; опубл. 23.06.83; Б.И. №23.

6. А.С. 639611 СССР, МКИ В 05 С 5/02, В 05 13/00. Устройство для нанесения покрытий на наружную поверхность труб / А.Е. Полозов (СССР).-№2502043/23-05; заявл. 01.07.77; опубл. 30.12.78.-Б.И. №48.

7. А.С. 741953 СССР, МКИ В 05 С 5/02. Устройство для нанесения покрытий на наружную поверхность труб / А.Е. Полозов (СССР).-№2690411/23-05; заявл.3011.78.; опубл. 25.06.80.- Б.И. №23.

8. А.С. 815410 СССР, МКИ F 16 L 9/18. Трубопровод для слива криогенной жидкости / А.В. Семериков, А.Е. Полозов (СССР).- № 2731276/29-08; заявл.1202.79.; опубл. 25.03.81.- Б.И. № 11.

9. А.С. 576483 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Сальниковый самоуплотняющийся компенсатор / А.Е. Полозов, В.И. Илюшин, О.М. Иванцов (СССР).-№2374958/25-08; заявл. 21.06.76; опубл. 11.09.77.- Б.И. № 38.

10. А.С. 723272 СССР, МКИ F 16 J 15/18. Сальниковое уплотнение / В.И. Илюшин, А.Е. Полозов (СССР).- №2458151/25-08; заявл. 01.03.77; опубл. 28.03.80.-Б.И.№ 11.

11. А.С. 635342 СССР, МКИ F 16 L 1/02. Устройство для заделки трубопровода в плотной среде / Г.М. Чичко, А.Е. Полозов (СССР).- №2396629/29-08; заявл. 13.08.76; опубл. 30.11.78.- Б.И. № 44.

12. А.С. 918632 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Устройство для закрепления низкотемпературного трубопровода в грунте / В.Г. Тишин, А.Е. Полозов (СССР).-№2770898/29-08; заявл. 25.05.79; опубл. 07.04.82.- Б.И. № 13.

13. А.С. 875178 СССР, МКИ F 16 L 59/12. Теплоизоляционная конструкция для трубопроводов / А.Е. Полозов, В.М. Шарыгин (СССР). №276784/29-08; заявл. 15.05.79; опубл. 23.01.81.- Б.И. №39.

14. А.С. 1199621 СССР, МКИ В 28 В 21/82. Установка для обетонирования трубчатых изделий / Б.В. Гусев, А.А. Попов, А.Е. Полозов и др. (СССР).- № 3644569/29-33; заявл. 22.09.83; опубл. 23.12.85.- Б.И. № 47.т

15. А.С. 1093862 СССР, МКИ F 16 L 1/ 04. Способ прокладки подземного трубопровода типа труба в трубе / М.С. Латыпов, А.Е. Полозов, Е.И. Слепоку-ров и др. (СССР). -№ 3559816/29-08; заявл. 02.03.83; опубл. 23.05.84.- Б.И. № 19.

16. А.С. 1149096 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Самоходная система для технологической обработки трубопроводов / Г.П. Логвин, А.Е. Полозов, В.И. Билич (СССР). № 3602208/29-08; заявл. 03.06.83; опубл. 07.04.85.- Б.И. № 13.

17. А.С. 1203309 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Самоходное устройство для поддержки трубопровода на неплотных грунтах / Г.П. Логвин, А.Е Полозов и др. (СССР).- № 3764400/29-08; заявл. 28.06.84; опубл. 07.01.86.- Б.И. №1.

18. А.С. 1071479 СССР, МКИ В 60 Р 3/40. Устройство для перевозки на транспортном средстве труб / А.Е. Полозов, О.М. Иванцов (СССР).- № 3508837/27-11; заявл. 05.11.82; опубл. 07.02.84.- Б,И. № 5.

19. А.С. 1563219 СССР, МКИ С 09 Д 5/12. Композиция для грунтовочного покрытия / А.Т. Санжаровский, Т.В. Веселова, А.Е. Полозов и др. (СССР).-№ 4307342/23-05; заявл. 06.08.87. (ДСП).

20. А.С.983373 СССР. Компенсатор / А.И. Красноокий, А.И. Ильченко, О.В. Тюков (СССР). Б.И. 1982. - Б.И. - № 47.

21. А.С. 750025 СССР. Резервуар для хранения сжиженных газов / Е.В. Чепига (СССР). Б.И. 1980.- Б.И. № 27.

22. А.С. 723080 СССР. Резервуар для хранения сжиженных газов / Е.В. Чепига, В.В. Борисов (СССР). Б.И. 1980. - Б.И. №11.

23. Агапкин В.М. и др. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов. -М.: Недра, 1981.- 256 с.

24. Антошин А.С., Чабуркин В.Ф. и др. Технологическая прочность сварных хладостойких малоперлитных трубных сталей. // Тр. ВНИИСТ, 1976.-176 с.

25. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных газопроводов на прочность и устойчивость. -М.: Недра, 1976.-119 с.

26. Аникин Е.А. Укладка трубопроводов на болотах. // Научно-технический обзор. М.: НИПИЭСУ нефтегазстрой, 1983.- №5.

27. Антипенков Б.А., Давыдов А.Б., Двойрис А.Д. Эффективность применения турбодетандеров в холодильных системах //Газовая промышленность, 1978.-№7. -С. 23-26.

28. Будзуляк Б.В., Дедешко А.С., Канайкин В.А. и др. Внутритрубная инжекция газопроводов //Газовая промышленность, 2000. — янв.- С. 46-47.

29. Бродянский В.М., Меерзон Ф.И. Производство кислорода. М.: Металлургия, 1970.- 384 с.

30. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. — М.: Недра, 1982.31 .Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. — М.: Недра, 1976.- 119 с.

31. Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. -М.: недра, 1977.- 119.

32. Бородавкин П.П. Трубопроводы в сложных условиях. М.: Недра, 1968.

33. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.И., Чириков К.Ю., Коклин И.М. Сжиженный природный газ для большегрузных автомобилей // Газовая промышленность, апрель-май, 1996.-С. 11-13.

34. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.И., Чириков К.Ю., Беляев И.Г. Газоснабжение железнодорожного транспорта//Газовая промышленность, 1994.-№1.-С. 3235.

35. Беньяминович О.А. и др. — Исследовательские работы фракционирующего испарителя в устройствах низкотемпературного разделения сжиженных газов // Газовая промышленность, 1973. №. - С. 45-48.

36. Болотов А.С. Перспективы применения электросварных труб из экономно легированных сталей. -М.: Строительство трубопроводов, 1984, № С. 9-11.

37. Барбадзе В.М., Мураками С. Расчет и проектирование строительных конструкций и сооружение в деформируемых средах. — М.: Строиздат, 1989. — С. 18.

38. Барбадзе В.Ш. Железобетонные и армополимерные строиетльные конструкции нулевого цикла на железнодорожном транспорте. Ч. 1. — М., 1983. — 107 с.,ч. 2.-М., 1986.-100 с.

39. Владимиров А.Е., Одишария Г.Э. Гидравлический и тепловой расчеты трубопроводов СПГ с учетом сжимаемости // Реф. Сб. Транспорт и хранение газа, 1972.-№ 9.

40. Владимиров А.Е., Иваицов О.М. Стационарные и переходные режимы трубопроводов сжиженного природного газа // ИЗВ. АНСССР. Энергетика и транспорт. 1981, № 36.- С. 105-114.

41. Владимиров А.Е., Иванцов О.М., Польских С.И. Трубопроводный транспорт сжиженного природного газа // Научно-технический обзор. Сер. Транспорт и хранение газа, 1972. № 9.

42. Владимиров А.Е. Эксплуатационные режимы работы магистральных трубопроводов сжиженного природного газа // Сб. Нефть и газ. -М.: Недра, 1974.

43. Владимиров А.Е. Исследование некоторых вопросов теплового и гидравлического режимов трубопроводов сжиженного природного газа. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. - М.: ГАНГ им. Губкина, 1975.

44. Вспененные пластические массы // Каталог Черкассы, 1988.

45. Витальев В.П. Бесканальная прокладка тепловых сетей. М.: Энергия, 1971.

46. Виноградов С.В. расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки. -М.: Стройиздат, 1980.

47. Воронков С.Т., Исэров Д.З. Тепловая изоляция энергетических установок. — М.: Высшая школа, 1982. С. 98-132.

48. Вездеход «Трэкол» / Газовая промышленность, 1997. №6. - С. 15.

49. Галиуллин З.Т., Исмаилов И.А., Цыганов Л.Ю. Температурный режим открытых участков наземных газопроводов // Транспорт и хранение газа. Реф. Сб. ВНИИЭГазпрома, 1979, № 2. С. 10-14.

50. Гудков С.Ф., Беньяминович О.А., Одишария Г.Э. Технико-экономический анализ природного газа в сжиженном и охлажденном состоянии // Научно-технический обзор. М.: ВНИИГАЗ, 1970.

51. Гриценко А.И. Природный газ в качестве моторного топлива // Газовая промышленность, 1997. № 2. - С. 46-48.

52. Громов А.В., Каликин А.А. Строительство магистральных газопроводов. -Киев: Будивельник, 1975.

53. Дедешко В.Н., Салюков А.И., Парфенов А.И. и др. Обслуживание и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность, 1998. — сент. — С. 57-59.

54. Дин Хейл. Рост промышленности СПГ. Инженер-нефтяник / Перев. изд. американских журналов, 1976. № 6. — С.41.

55. Добровольский Г.П. Определение параметров состояния сжиженного природного газа при его движении по трубопроводу // Сиб. отд. АН СССР. № деп. 1817-76. - г. Иркутск, 1976.

56. Джин Б. Александер, Н. Томас Вильяме. Строительство перевалочной базы на полуострове Эльба, 1972. — С. 44-47.

57. Давыдов С.С., Вахуркин К.А., Комаров И.А. и др. Проектирование и воздействие подземных сооружений. М, 1959. — 394 с.

58. Давыдов С.С. Расчет и проектирование подземных конструкций. — М.: Стройиздат, 1950. 376 с.бЗ.Закрицкий B.C., Дьяконов JI.A. Эксплуатация газопроводов на подрабатываемых территориях. М.: Недра, 1975. — С. 16-18.

59. Зенкевич О., Чанг И. Метод конечных элементов в теории сооружений и в механике сплошных сред. — М.: Недра, 1974.

60. Ильинский А.А. Транспорт и хранение промышленных сжиженных газов. — М.: Химия, 1976.-С. 9-16.

61. Иванцов О.М. Транспорт и хранение сжиженного газа во Франции. — М.: ВНИОЭНГ, 1968.-С. 12-14

62. Иванцов О.М., Двойрис А.Д. Низкотемпературные газопроводы. — М.: Недра, 1980.

63. Иванцов О.М. Преимущества использования сжиженного природного газа. -Строительство трубопроводов, 1971. № 6. — С. 12-13.

64. Иванцов О.М., Лившиц Л.С. Трубы для низкотемпературных газопроводов. -М.: НИПИЭСУнефтегазссрой, 1976.

65. Конструкция бесканальной прокладки тепловых сетей с применением в качестве основного материала асфальтокерамзитобетона. Технические решения / Теплоэлектропроект. Рига, 1969.

66. Кошелев П.Ф., Беляев С.Е. Прочность и пластичность конструкционных материалов при низких температурах. М: Машиностроение, 1976.

67. Клименко А.П. Сжиженные углеводородные газы. — М: Недра, 1983. С. 105.

68. Кривошеин Б.Л. Метод определения размеров теплоизоляции подземных трубопроводов. Сб. Проектирование и строительство трубопроводов газонефтепромысловых сооружений НИПИЭСУнефтегазстрой.-М.: 1976.-№ 3.

69. Карапетян О.О. Влияние повышенных и пониженных температур на механические свойства пенопластов // Применение ячеистых пластмасс в гражданском строительстве. ЛЕНЗНИЭН.- Л.: 1971. -С. 109-117.

70. Клеи и технологии склеивания / Сб. статей под ред. Д.А. Кардашева. — М.: Оборонгиз, 1960.-245 с.

71. Кардашев Д.А. Синтетические клеи. М.: Химия, 1978. - С. 61-65.

72. Каганер М.Т. Тепловая изоляция в технике низких температур. — М.: Машиностроение, 1966.-С. 85-87.

73. Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. — М.: Стройиздат, 1969.

74. Клейн Г.К. Расчет труб уложенных в земле. М.: Госстройиздат, 1961.

75. Лившиц Л.С., Рождественский В.В. Устойчивость трубопроводов против хрупких разрушений, 1968. №3. - С. 18-20.

76. Лившиц А.С., Ситнова Н.В. и др. Создание труб для низкотемпературного газа // Проектирование и строительство трубопроводов газонефтепромысловых сооружений. НТРС. - Информнефстрой, 1982. — Вып. 5.

77. Лившиц Л.С. Требования к трубам для магистралей сжиженного газа // Строительство газопроводов, 1970. № 8. - 4 с.

78. Лившиц Л.С. Расчет устойчивости трубопроводов против хрупких разрушений, 1968. -№ 5. -С. 16-18.

79. Лившиц Л.С., Рахманов А.С. Требования к свойствам сталей газо- и нефтепроводных трубопроводов, 1971. № 5. - С. 16-18.

80. Лифшиц Л.С., Ситнова Н.В., Щербакова B.C. и др. Создание труб для транспортировки низкотемпературного газа // Проектирование и строительство трубопроводов газонефтепромысловых сооружений, 1982. — Вып. 5. С. 3236.

81. Лифшиц Л.С. Экономно легированные стали и их сварка. — Реферативный сборник. Изд-во НИПИЭСУнефтегазстпрой, 1977. - № 9. - С. 8-17.

82. Логвин Г.П., Полозов А.Е. Самоходная система для строительства трубопроводов на болотах // Строительство трубопроводов, 1985. № 10. - С. 1820.

83. Львовский Е.М. Систематические методы построения эмпирических формул. — М.: Высшая школа, 1982. -224 с.

84. Малков М.П. и др. Справочник по физико-химическим основан глубокого охлаждения. М.: Госэнергоиздат, 1963. - 416 с.

85. Макс М., Леви. Строительство перевалочной базы СПГ у Ков-Пойтна // Инженер-нефтяник, 1976.

86. Малышев М.В. Прочность грунтов и устойчивость оснований сооружений. — М.: Стройиздат, 1994. С. 62.

87. Менжерес В.Н. К технико-экономическому анализу транспортных систем передачи газов // Строительство трубопроводов, 1977. № 9, - С. 80-86.

88. Макаров Э.Л. Технологическая прочность стали в процессе превращений ау-стенита (холодные трещины). Справочник по сварке. Под ред. Винокурова В.А.- Машиностроение, 1970.

89. Магистральные трубопроводы охлажденного и сжиженного природного газа / Под ред. А.Е. Полозова. АНСССР. - Уральское отделение. — Коми научный центр. - Сыктывкар, 1988.

90. Николаева К.А., Полозов А.Е, Шарыгин В.М. Влияние продольной компенсации и параметров основания на поведение охлажденного трубопровода // Строительство трубопроводов, 1982. № 8. — С. 27-28.

91. Николаева Н.А. Определение параметров конструктивной надежности несущих участков магистральных трубопроводов эксплуатируемых в экстремальных условиях. Канд. дис. М., 1985. - С. 70-85 (ДСП).

92. Николаев В.В. СПГ как моторное топливо // Газовая промышленность, 1999.-№5.-С. 67-69.

93. Одишария Г.Э. Северный морской путь перспективное направление транспортирования жидких углеводородов // Газовая промышленность, 1998.-авг.- С. 62-63.

94. Одишария Г.Э. Влияние глубины охлаждения газа на технико-экономические показатели газопередачи // Газовая промышленность, 1976. -№ 8. С.4.

95. Орлов С.А. Методы статического расчета сборных железобетонных обделок.-М.: Госстройиздат, 1961.-С. 190.

96. Орлов В.В., Гудзб. Сборник примеров и задач по механике горных пород.- М: Госгортехиздат, 1961. 213 с.

97. Писаренко Г.С. Сопротивление материалов. Киев.: «Вища школа», 1986.- 153 с.

98. Полозов А.Е. Магистральные трубопроводы для транспорта сжиженного природного газ // Строительство трубопроводов, 1981. № 12. — С. 22-23.

99. Полозов А.Е. Сооружение магистральных и промысловых трубопроводов на болотах // Тезисы докладов Межотраслевой научной конференции: Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. Иваново-Франковск, 1985. -С. 25.

100. Полозов А.Е. Строительство теплоизолированных нефтегазопроводов // Тезисы Всесоюзной научно-практической конференции, г. Сыктывкар, 1986. -Т. 1.-83 с.

101. Полозов А.Е. Полигон для отработки научно исследовательских, строительных и эксплуатационных вопросов применительно к СПГ — проводам // Строительство трубопроводов, 1995. май-июнь. - С. 12-14.

102. Полозов А.Е. Перспективы развития магистральных газопроводных систем // Применение строительных материалов в нефтегазовой отрасли. Сб. науч. тр. М., 1986.-С. 100-105.

103. Полозов А.Е. Методика определения режима охлаждения низкотемпературного трубопровода // Газовая промышленность, 1996. № 11-12. - С. 2426.

104. Полозов А.Е. Подвесной газопровод // Газовая промышленность, 1999. № 4. - С. 53-54.

105. Полозов А.Е. Коррозионная активность грунтов полуострова Ямал // Строительство трубопроводов, 1996. № 7-10. - С. 43-46.

106. Полозов А.Е., Санжаровская С.Ф., Войцеховская J1.H. Коррозионная активность грунтов и природных вод Ямала // Строительство трубопроводов, 1988.-№2.-С. 15-17.

107. Полозов А.Е. Низкотемпературные газопроводы // Газовая промышленность, 1997. № 11. - С. 12-14.

108. Полозов А.Е., Мирошниченко Б.И. Динамика фазового перехода при разрушении трубопровода сжиженного газа // Строительство трубопроводов, 1990.-№4.-С. 38-39.

109. Полозов А.Е., Илюшин В.И., Щур Н.М. Тепловое взаимодействие трубопроводов // Строительство трубопроводов, 1983. № 2. - С 27-28.

110. Полозов А.Е., Абрамов А.П., Санжаровская С.Ф. Гидрозащита теплоизолированных трубопроводов // Строительство трубопроводов, 1989. № 10. — С. 21-22.

111. Полозов А.Е., Воропаев В.А., Абрамов А.П. Изучение коррозии металлических конструкций в почвенных и атмосферных условиях на Европейском Севере // Тр. ВНИИСТ. Вып. 35, 1977.

112. Полозов А.Е., Логвин Г.П. Самоходная система для строительства трубопроводов на болотах // Строительство трубопроводов, 1985. № 10. — С. 1517.

113. Полозов А.Е., Логвин Г.П., Илюшин В.М, Шарыгин В.М. Метод определения тягового усилия для перемещения технологических платформ по болотам // Применение материалов в нефтегазовой отрасли. — Сб. науч. тр. — М.: ВНИИСТ, 1986.-С. 81-87.

114. Полозов А.Е., Дикунов С.В. Исследование прочности и надежности паро-гидроизоляционных покрытий низкотемпературных и обычных газопроводов/Кур. Гос. техн. Ун-т. Курск-2000. - Деп. в ВИНИТИ, 25 с.

115. Панферов К.В., Брагина Л.В. Физико-механические свойства и расчетные характеристики фенольных пенопластов // Применение пластмасс в ограждающих конструкциях для жилищного и гражданского строительства. — Л.: 1971.-122 с.

116. Панферов В.К., Вахрушев А.И. Влияние повышенных температур на механические свойства пенопластов // Применение ячеистых пластмасс в гражданском строительстве. Л.: ЛенЗНИИЭП, 1971. -С. 92.

117. Полуостров Ямал / инженерно-геологический очерк. — Под ред. В.Т. Трофимова. М.: МГУ, 1975. - 278 с.

118. Прочность. Устойчивость. Колебания / Под ред. И.А. Биргера. — Т.2, 1968. 464 с.

119. Перекачка высоковязких нефтей и нефтепродуктов по термоизолированным магистральным трубопроводам / ВНИИОЭНГ; серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М., 1967 г.

120. Руководство по составу, конструкции, технологии изготовления и монтажу теплоизоляции низкотемпературных трубопроводов (для опытного участка) / А.Е. Полозов, В.И. Илюшин, В.Я. Шапошников и др. М.: ВНИИСТ. - Р. 353-79, 1979 (ДСП).

121. Руководство по низкотемпературным газопроводам (для опытного участка) / А.Е. Полозов, В.И. Илюшин, В.М. Шарыгин и др. М.: ВНИИСТ. - Р. 594-86, 1984 (ДСП).

122. Романенков Н.Т. Криогенная арматура. М.: Машиностроение, 1978 — 51Щ

123. Руководство по физико-механическим испытаниям строительных пенопла-стов.-М.: Стройиздат, 1973.

124. Руководство РТМ 26-04-1-67. —Трубопроводы для жидкого водорода. — ВНИИКриогенмаш, 1967.

125. Разработка технологии строительства магистральных трубопроводов сжиженного и охлажденного природного газа / ВНИИСТ.- Рук. Темы К. Зацепин, № гос. регистр. 78038747, инв. № 1669700. М., 1977.

126. Руководство по расчету с применением ЭВМ подземных трубопроводов с произвольным очертанием оси в горизонтальной плоскости. — М.: ВНИИСТ, ЮЖНИИгипрогаз. Р. 319-78, 1979. - 54 с.

127. Рождественский В.В., Соловьев П.С. Особенности расчета конструкций трубопроводов для сжиженного газа // Строительство трубопроводов, 1972. -№8.-С. 6-9, с. 26.

128. Раевский Г.В., Лось Л.О., Иванцов О.М. Трубы для газо- и нефтепроводов с непрерывным компенсатором осевых деформаций // Автоматическая сварка, 1977. -№ 2.-С. 16-19.

129. Рекомендации по инженерным изысканиям и расчету торфяных оснований нефтепромысловых сооружений Западной Сибири. Тюмень: Гипротюмень-нефтегаз. - ВР-26-76, 1976.

130. Свадов Г.И., Монюшков А.А., Остсемин А.А. Температурные зависимости механических свойств основного металла и сварных соединений труб большого диаметра // Проблемы прочности, 1983. № 6. - С. 108-111.

131. Создание опытного участка трубопровода диаметром 1020 мм, протяженностью 1 км для транспорта сжиженных и охлажденных газов в районе г. Ухта. Г.Р. № 81076542, НТО ВНИИСТ, рук. Темы, к.т.н. А.Е. Полозов. М., 1981.-С. 140/

132. Сопротивление материалов / Под ред. А.Ф. Смирнова. — М.: Высшая школа, 1975.-304 с.

133. Свойства и применение вспененных пластмасс // Тр. ВНИИС. — Владимир, 1974.-С. 55-95.

134. Трубные стали для охлажденных и сжиженных газов // В.И. Пастернак. Проектирование и строительство трубопроводов и газонефтепромысловых сооружений. — Научно-технический обзор. М: Информнефтегазстрой, 1979.- 13 с.

135. Тимошенко С.П. Гудьер Дж. Теория упругости. -М.: Наука, 1975.

136. Тепловая изоляция. Справочник строителя / Под ред. Г.Ф. Кузнецова. — М.: Стройиздат. 4-е издание, 1985. - С. 5-6.

137. Тагер. Физическая химия полимеров. -М.: Химия, 1978.

138. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. — М.: Недра, 1964.

139. Ужик Г.В. Прочность и пластичность металлов при низких температурах. -М.: Изд-во АН, 1957. 192 с.

140. Флорин В.А. Механика грунтов. Т. 2. — M-JI.: Госстройиздат, 1961. — 543 с.

141. Федосьев В.Б. Сопротивление материалов . — М.: Наука, 1970.

142. Федосьев В.И. Сопротивление материалов. Том 2 — М.: МВТУ Баумана, 1999.-С. 181-183.

143. Хамекс М., Миделдорф В. Применение вязких сталей для транспортировки и хранения сжиженных газов. Всес. центр, перев. - М.: 1977.

144. Чириков К.Д., Рябова Т.С., Ворошилов В.П. Производство сжиженного природного газа. Способы и оборудование. -М.: ВНИИЭгазпром, 1976.

145. Шарыгин A.M., Полозов А.Е., Шарыгин В.М. Прочность тепловой изоляции в условиях радиального сжатия // Нефтегазовое строительство в условиях Крайнего Севера. Сб. науч. тр. - М.: ВНИИСТ, 1983. - С. 3-9.

146. Шарыгин В.М., Полозов А.Е., Чернявский Ф.А., Деформационные характеристики пенополимерной теплоизоляции // Строительство трубопроводов, 1984.-№ 9.-С. 30-31.

147. Шарыгин A.M. Определение узловых сил в элементах при действии поверхностной и объемной нагрузок для осесимметричной и плоской задач теории упругости. Проблемы прочности. Киев, 1983. - №1983.

148. Шапошников Н.Н. Расчет тоннельных обделок методом перемещений с помощью ЭЦВМ. М., 1969. - 69 с.

149. Щербакова Р.П. Транспорт сжиженного природного газа // Газовое дело, 1969.-29 с.

150. Цитович Н.А. Механика грунтов. М.: Высшая школа, 1983. - С. 11-27.

151. Nguyen V. Т. Transport de gas naturel liguefle par grandes canalisations // Petrol et tectin, 1979. p. 41-45.

152. Dimentberg M. LNG pipeline may be answer to Arctic gas transport petroleum // Petrochemical International. August, 1973. - № 8. - vol. 13.

153. Walker Couller and Sood. Lignified natural gas pipelines for Arctic gas recovery // Gas Journal. — Transmission and distribution. Joule, 1969. - vol. 338. - № 5511.-p. 366-368.

154. Swearingen J.S. Turboexpander and process that use them. Chem. Eng. Pr., 1972, V. 68. № 7. p. 95-102.

155. Haffner A. E. Report of the committee on Natural Gas and Mass storage // International Gas conference, JCU/A, 1970. 70 p.

156. Linden H.R. Uberlich uber die weltekergilrsguny/- GWF Gas/Srdgas, 115. -№1.

157. Lawrence C., Rudem., Mcasur D. Pefogeote gunical enginlering division, Asce, vol 108, № 12, 1982.

158. Lawrense C., Rume M. Lood Reductuction of burjed rigid pipe, Engcnecring division, ASCE, vol 109, №1, 1983.

159. Thurat В., Hagedorn A. Flement-metge Fur die spanungsberechunn GEN AN ronrmiihlen, "maschininenmart", vol 89, № 17, 1985.1. Программа «PS9XXX»1. EBCDID1. COS/ES FORTRAN IVV.M1.3001 SUBROUTINE PS9XXX

160. COMMCN/V 1/L15.N 13,N4,N5,C 1 .С2.СЗ ,C4,E,RH,H,A 1 (6)

161. DIMENSION R1 (32,3 0),Z 1 (32,32),T(72),X2(72)004 JJJ=3005 WRITE(JJJ,59)006 59 FORMAT(36H ПЛОСКАЯ ЗАДАЧА ТЕОРИИ УПРУГОСТИ)007 READ (1,62) LI5,N13,КР008 READ( 1,11 )DR,RH,H009 62 FORMAT(1215)0010 WRITE (JJJ.63)

162. B3=1.5707963/(N4-I2) DO 27 1=14,N4 DO 27 J=1,J3 C=B3*(I-I2)

163. RI (I,J)=RG*Z1(I,J)*SIN(B6)/C0S(B6) 16=915+1

164. DO 32 1=16,N4 DO 32 J=J6,N13 C2=B3*(N4-I)

165. R1 (I,J)=R 1 (I, J3)*(RG+RH-R 1 (I, J3))/(N 13-J3)*(J-J3)

166. Z1 (I,J)=(R1 (I,J)=SIN(C2)/COS(C2) DO 35 J=1,N13

167. DO 35 1=1,N4 T(I)=R1(M) R1(I,J)=Z1(I,J) 35 Z1 (I, J)=RG+RH-T(I)

168. GO TO 92 90 DO 93 J=1,N13 DO 93 1=1,N4 R1(I,J)=DR*(I-1)*RH 93 Z1(I,J)=RH*(J-1) 92 WRITE (JJJ,77)

169. FORMAT (ЗОН ЦНОАе^Ый 6cElA-Rl,Zl=NE) Do 76 j=l,nl3

170. WRITE(JJJ,79) (R1(I,J),I=1,N4)

171. CONTINUE CALL PB(2) DO 80 J=1,N13

172. WRITE (JJJ,79) (Z1 (I, J),1=1,N4) 80 CONTINUE79 FORMAT (5(4F6,1)

173. K2=2* L15*( 1+N13 *N4)+4 *N4=N 13+1*4 *N4 DO 79 J=1,N13 K=K2+(J-1)=N4 DO 76 1=1,N4 T(I)=R1(I,J) 76 X2(I)=Z1(I,J)

174. CLUDE СПГ 10 INCLUDE MSYM1 PHASE КСАМ 3332, КСАМ 2222 INCLUDE PS 10XX PHASE KCAM 4444, KCAM 2222 INCLUDE PS:XX PHASE KCAM5555, KCAM2222 // EXEC LNKEOT1. EXEC

175. Число участков с регулярным закреплением NN(1)=38 9 12 1. RV RN R1 RG 0.498Е02 0.510Е02 0.810Е02 0.161Е03

176. Данные об участках и значениях поверхностных сил30 2 2 2 14 4 -0.5 ЮЕ -01 -0.102Е 00

177. Данные о граничных условиях-32 13 1 -32 12 31 2 5

178. Данные об участках и значениях поверхностных сил30 2 2 2 14 4 1 11 1 390 1 1 392 -0.510Е -01 -0.102Е 00 -0.189Е 02 -0.404Е 02