Экономическое обоснование целесообразности использования резервуаров переменного внутреннего объема
Панфилова Е.Б. ТюмГНГУ, г. Тюмень
В последнее время все более остро встает проблема низкого уровня экологической безопасности объектов добычи, подготовки, транспорта, хранения и переработки углеводородного сырья. Основными причинами сложившейся ситуации являются высокий процент морального и технического износа основного технологического оборудования нефтегазовой отрасли, а также довольно невысокий уровень внедрения новых технологий.
В условиях все более и более явного истощения запасов нефти в России, а также зависимости страны от импорта углеводородного сырья, наряду с вопросом экологичности возникает и другой не менее серьезный вопрос: потери легких фракций углеводородов при хранении нефти и нефтепродуктов. По данным Комитета госстатистики, выбросы углеводородов только в атмосферу Тюменской области ежегодно составляют более 600 тыс. тонн, и их количество с каждым годом увеличивается.
Одним из возможных путей решения проблемы испарения является разработка новой конструкции резервуара, обеспечивающей надежность и экологичность эксплуатации, а также сохранение качества, хранимого продукта. Принцип действия предложенного резервуара заключается в хранении нефти и нефтепродуктов в гибкой цилиндрической оболочке, находящейся под действием гидростатического давления технической жидкости.
В целях мониторинга состояния гибкой оболочки под нагрузкой, при проведении основных технологических операций была поставлена задача определения профиля рабочего оболочки и нагрузок, действующих на нее. Результатами работы в этом направлении являются вполне законченная методика расчета основных параметров состояния гибкой оболочки, а также прикладная компьютерная программа построения ее профиля «Труба_гибкая».
Для проверки адекватности полученных математических зависимостей, а также выбора наиболее оптимальной конструкции гибкой оболочки был проведен комплекс экспериментальных исследований, в процессе которых заполнялись водой при атмосферном давлении три предложенных типа оболочки. Полученный при лабораторных испытаниях профиль оболочки наносился на профиль, полученный с использованием прикладной программы «Труба_гибкая». Сходимость экспериментальных и расчетных данных составила не менее 93 %. Расхождение обусловлено погрешностью измерений, а также наличием складок и смятий на поверхности оболочки.
Опыт представления результатов работы на конференциях, конкурсах и семинарах различного уровня позволил выявить приоритетные направления дальнейших исследований. Одним из них является определение технико-экономических показателей сооружения и эксплуатации резервуаров переменного внутреннего объема (РПВО) в сравнении со стандартными конструкциями резервуаров.
В целях определения экономической эффективности использования предлагаемого резервуара был проведен сравнительный анализ затрат на переоснащение резервуарного парка реально существующей нефтеперекачивающей станции (НПС). Необходимо отметить, что в этом случае вариант компоновки резервуарного парка резервуарами предлагаемой конструкции предлагался в качестве альтернативного плану реконструкции резервуарного парка НПС с железобетонных резервуаров на резервуары РВСПК-50000. Расчет капитальных затрат на сооружение котлована, бетонного бассейна и трубопроводов СПД производился в программе «Гранд-смета». Капитальные затраты складывались из затрат на разработку котлована – 54,8 тыс. руб., сооружения бетонного бассейна – 1656,6 тыс. руб., сооружения трубопроводов СПД – 141,9 тыс. руб. и прочих расходов. Общие затраты на сооружение составляют 5990 тыс. руб. Затраты на приобретение материала и изготовление гибкой оболочки составляют 1653 тыс. руб. Общие затраты на сооружение резервуара предлагаемой конструкции объемом 10000 м3 составляют 7643 тыс. руб. Затраты на оснащение резервуарного парка Омской НПС (включая оборудование насосной СПД) пятнадцатью резервуарами предлагаемой конструкции объемом 10000 м3 составляют 115285 тыс.руб.
Расчет эксплуатационных затрат производился по стандартным методикам.
Данные по капитальным затратам на оснащение резервуарного парка НПС резервуарами РВСПК-50000 брались из плана реконструкции резервуарного парка реально существующей НПС.
Таблица 1
Затраты на сооружение и эксплуатацию РВСПК и резервуара
предлагаемой конструкции
Затраты
|
РВСПК-50000 м3
|
Предлагаемый резервуар
|
Наименование
затрат
|
Сумма, тыс. руб.
|
Наименование
затрат
|
Сумма, тыс. руб.
|
Капитальные
|
Строительно-монтажные работы
|
124563
|
Строительно-монтажные работы
|
5990
|
Оборудование
|
8245
|
Оборудование
|
1653
|
Затраты на резервуар
|
137526
|
Затраты на резервуар
|
7643
|
Оснащение РП
Омской НПС
|
412578
|
Оснащение РП
Омской НПС
|
115285
|
Эксплуатационные
|
Амортизационные отчисления
|
17408
|
Амортизационные отчисления
|
3992
|
Текущий ремонт
|
2611
|
Текущий ремонт
|
598
|
Энергозатраты
|
11
|
Энергозатраты
|
97
|
Прочие затраты
|
3004
|
Прочие затраты
|
703
|
Всего
эксплуатационных затрат
|
23035,27
|
Всего
эксплуатационных затрат
|
5391,91
|
Как показывает анализ, расходы на оснащение резервуарного парка резервуарами предлагаемой конструкции гораздо меньше, чем при оснащении этого парка резервуарами РВСПК-50000 м3. Капитальные затраты на оснащение резервуарами РПВО в 3,6 раза меньше по сравнению с оснащением РВСПК-50000 м3, затраты на эксплуатацию - в 4,2 раза.
Таким образом, из приведенного выше сравнительного анализа основных технико-экономических показателей РПВО и РВСПК можно сделать вывод о высокой перспективности использования первого в качестве альтернативы уже имеющимся конструкциям нефтяных резервуаров.
Научный руководитель к.т.н., доцент Бабичев Д.А.
Альтернативное газокомпрессорное оборудование АГЗС
с роторно-поршневым принципом действия
Пнафилова Е.Б., ТюмГНГУ, г. Тюмень, Россия
АГЗС является важным звеном в цепи распределения готовых нефтепродуктов, ей отводится значительная роль как газораспределительному пункту социального значения. АГЗС служит для временного хранения и последующего распространения путем заправки автомобилей пропан–бутановой смесью. На сегодняшний день газ является сравнительно дешевым и более экологичным топливом.
Вопросы, касающиеся АГЗС и газовой промышленности в целом, будут актуальны еще долгое время так как газ это относительно экологичное дешевое и перспективное топливо, в мире появляется все больше машин и агрегатов, но каждая техника требует затрат энергии. Известно, что запасы нефти в истощаются с большой скоростью и многие автолюбители уже выбрали газ, который, в скором времени, может полностью заменить бензин. Газ, в частности пропан - бутановая смесь, является продуктом высокого класса пожаро- и взрывоопасности, поэтому обеспечение безопасности и эффективности проведения основных технологических операций на АГЗС является актуальной задачей, одним из направлений решений которой является разработка надежного и экономичного газокомпрессорного оборудования.
Анализ литературных источников показал, что повышение эффективности работы АГЗС может быть достигнуто путем перевооружения агрегатного парка с насосов на компрессорное оборудование. При этом, в качестве альтернативного варианта, предлагается использовать компрессоры роторно-поршневого принципа действия. Роторно-поршневые (РПК), как и поршневые компрессоры, относятся к объемным машинам, у которых рабочий процесс осуществляется циклически в замкнутых рабочих камерах. Они компактны, полностью механически уравновешены, не нуждаются во впускных клапанах. Найденные конструктивные и технологические решения, связанные с созданием эффективных систем контактных уплотнений роторных машин (герметизация рабочих камер), сделали целесообразным развитие нового поколения роторно-поршневых компрессоров (РПК). Благодаря высокой герметичности рабочих камер, РПК позволяют осуществить высокоэффективный рабочий процесс (с производительностью 400…600 л/мин и более) при давлениях нагнетания до 10 кгс/см2 и высокими степенями сжатия. Для РПК коэффициент подачи может превышать 0,7. В компрессоре для повышения экономичности установки выгодно применять интенсивное охлаждение стенок статора. При охлаждении статора увеличивается объем поступающего газа и при одном и том же числе оборотов эксцентрикового вала компрессора, его часовая производительность возрастёт.
Степень сжатия компрессора подобного типа определяется как отношение максимального и минимального объемов рабочей камеры.
На основе существующих методик и уточненных уравнений, полученных при анализе общепринятых методов расчета РПД и РПК, была разработана прикладная программа для расчета оптимальных вариантов элементов РПК. С использованием разработанной программы путем изменения параметров, было произведено определение оптимальных параметров рабочих элементов РПК. Данный вариант (рис. 1) будет являться оптимальным так как имеет, наименьшие силы трения и позволяет за счет размеров ротора , сделать выемки в нем для увеличения объема камер, что приведет к увеличению производительности РПК.
Рис. 1. Оптимальные параметры РПК по результатам компьютерного моделирования
Таким образом, в результате сравнительного анализа конструкций компрессорного оборудования выяснено, что использование роторно-поршневого компрессора ведет к повышению эффективности работы газонапорного оборудования АГЗС в 1,5-2 раза. В рамках реализации государственных программ, использование роторно-поршневых компрессорных агрегатов оправдано и целесообразно. Оснащение АГЗС агрегатами роторно-поршневого принципа действия позволит снизить затраты электроэнергию на 25-30%.
Научный руководитель к.т.н., доцент Бабичев Д.А.
Решения по реконструкции КС МГ
Пастухова Н.С., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Действующая в настоящее время Демьянская КС введена в эксплуатацию в 1980г.
Проектом реконструкции Демьянской компрессорной станции предусмотрено расширение существующего склада масел и размещение установки топливного и пускового газа.
Проектом реконструкции компрессорного цеха предусматривается замена газоперекачивающих агрегатов ГТК – 10 – 4 на газотурбинные двигатели судового типа ДГ 90Л2 мощностью 16МВт и существующих нагнетателей с заменой проточной части на 370 – 19 – 3.
Для сохранения проектной мощности компрессорного цеха достаточно выполнить реконструкцию шести из восьми установленных агрегатов ГТК – 10 для работы по схеме 4 рабочих и 2 резервных. В результате реконструкции установленная мощность цеха составит 96 МВт, рабочая мощность – 64 МВт против 80 и 60 МВт соответственно в настоящее время.
В результате реконструкции сохраняется универсальная групповая схема для двухступенчатого компримирования газа двумя работающими группами модернизированных аппаратов мощностью по 16 МВт.
Предлагаемая реконструкция в соответствии с выполненным проектом обеспечивает:
Прирост объема транспорта газа в размере 20 млн.м3/год;
Снижение расхода газа на собственные нужды КС с 015 до 0,13 млрд.м3/год;
Снижение расхода электроэнергии, по второму цеху КС;
Снижение себестоимости транспорта и компримирования газа за счет экономии материальных затрат, электроэнергии, расхода газа на собственные нужды;
Ожидаемую дополнительную прибыль как результат снижения себестоимости в размере 374,48 млн.руб./год.
Научный руководитель к.т.н., доцент Бабичев Д.А.
Мониторинг коррозионных процессов в системах газоснабжения
Петряков В.А., Закирзаков А.Г., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Система газоснабжения городов базируется на обеспечении потребителей природным газом, сжиженным газом, смесью паров пропана и бутана с воздухом, подаваемых в города или в другие населенные пункты по магистральному газопроводу (МГ).
Надежность системы газоснабжения заключается в способности бесперебойно снабжать потребителей в необходимом количестве газом требуемого качества, при максимальной безопасности с точки зрения угрозы для людей, инфраструктуры и окружающей среды. Проблемы обеспечения надежности особенно актуальны в системах газовых сетей, и требуют тщательной проработки вопроса. Современные газовые сети имеют высокую наработку по времени и большую загруженность в связи с возросшим потреблением газа, что приводит к частым сбоям в подачи газа потребителям.
В ТюмГНГУ проводятся исследования по разработке системы мониторинга надежности и безопасности газовых сетей. В рамках многофакторного анализа учитываются: месторасположение систем, условия проложения трассы, человеческий фактор, техническое состоянии трубопроводов и оборудования в динамике с учетом прогноза, режимы эксплуатации, результаты диагностирования, паспортизации и другие конструктивные, технологические особенности.
Внутренняя коррозия относится к числу основных причин отказов распределительных газопроводов. В данных трубопроводных системах прочность по внутренней коррозии закладывается на стадии проектирования.
На сегодняшний день для минимизации коррозии на газопроводах используется специальные ингибиторы, нейтрализующие агрессивные свойства перекачиваемой среды. Однако не любой ингибитор подходит для природного газа, то есть необходимо заранее подобрать ингибитор и обосновать его количество. Тогда как его состав или тип можно подобрать только в лабораторных условиях, а требуемое количество ингибитора может меняться в зависимости от внешних факторов (температура, давление и т.п.). Таким образом, режим работы системы ингибиторной защиты должен контролироваться в режиме реального времени и корректироваться в соответствие с указанными условиями.
В настоящее время в качестве обратной связи на магистральных газопроводах используются металлические образцы-свидетели, которые помещаются в трубопровод, периодически их вынимают и оценивают коррозионное воздействие, то есть агрессивность среды, эффективность ингибиторной защиты. Однако такой метод не применяется на распределительных газопроводах. Применение подобного метода на распределительных газопроводах позволит своевременно определить внутреннюю коррозию трубы. Но сам по себе метод не эффективен в силу того, что измерения трудоемки и периодичность выемки образцов достаточно велика, то есть теряется оперативность управления. Таким образом, для увеличения оперативности необходима система непрерывного дистанционного действия, то есть без его выемки и с получением информации на диспетчерский пункт. Одной из таких систем предлагается на основе преобразователя «УМ-АЦП1» считывающий информацию о скорости коррозии по разнице потенциалов между двумя электродами.
Авторами предлагается решение выявленной проблемы, заключаю-щиеся в определении коррозионного повреждения металлического образца-свидетеля по оптическому сигналу. Система представляет собой датчик, помещенный в агрессивную среду трубопровода, тензорезистор прикреп-ленный кдатчику и преобразователь «УМ-АЦП1» (рис. 1) выводящий информацию на дисплей оператору.
Рис 1. УМ-АЦП1 – универсальный многоканальный аналогово-цифровой преобразователь
Таким образом, в ТюмГНГУ разработаны схемы для анализа надежности газовых сетей, алгоритмы расчетов, математические модели и графы, которые позволят своевременно и качественно следить за состоянием работоспособности городских (поселковых) газовых сетей.
Список литературы
Тухбатуллин Ф.Г., Карпов С.В., Королев М.И. Современное состояние и перспективы совершенствования диагностики газопроводов, подверженных КРН // http://www.vniigaz.com/russian/articles/tukhb.htm
Сурков Ю.П., Долгов И.А., Рыбалко В.Г., Ваулин С.Л., Крем- лев В.В. Контроль состояния трещин коррозионного растрескивания с помощью стационарных магнитоиндукционных датчиков // Дефектоскопия, 1999. – № 6 – С. 63-67.
Научный руководитель Земенкова М.Ю. к.т.н. доцент.
Проектирование трубопроводной системы «Сахалин-2»
Политова Т.В., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Строительство трубопроводной системы по проекту «Сахалин-2» является первым крупномасштабным проектом на Российском Дальнем Востоке, основанным на западных инвестициях. Трубопроводы будут построены на о. Сахалин, который, хоть и находится южнее полярного круга, но имеет сходные с Аляской условия. Трасса трубопроводов также проходит через отдаленные районы, пересекая экологически уязвимые районы и районы с повышенной сейсмической активностью.Проект предусматривает освоение нефтегазовых месторождений Лунское и Пильтун-Астохское.
Трубопроводная система по проекту “Сахалин-2” будет состоять из двух раздельных частей: одна для транспортировки газа, другая для нефти, а трубопроводы будут проложены параллельно друг другу. Протяженность северной секции системы (от точки выхода подводных трубопроводов на берег у залива Пильтун до Объединенного берегового технологического комплекса (ОБТК) составит 171 км. Внешний диаметр труб нефте- и газопроводов в этой секции будет одинаковый и составит 20 дюймов (500 мм). На обоих трубопроводах будут установлены по два узла запуска/приема скребков. Проектное давление составляет 100 бар, а суточная пропускная способность трубопроводов составит примерно 140 тыс. баррелей нефти и 3,8 млн. кубических метров газа. Протяженность южной секции системы, включающей в себя магистральные нефте- и газопроводы (от ОБТК до завода СПГ/Терминала отгрузки нефти (ТОН)) составит 636 км. Внешний диаметр нефтепровода составит 24 дюйма (600 мм), а диаметр газопровода – 48 дюймов (1200 мм). На обоих трубопроводах будут установлены по три узла запуска/приема скребков. Проектное давление составляет 100 бар, а суточная пропускная способность трубопроводов составит около 195 тыс. баррелей нефти и 50 млн. кубических метров газа. Строительство трубопроводов на всем протяжении их трассы (807 км) будет осуществляться с использованием обычного метода заглубления (траншейного метода). На Сахалине нет районов с вечной мерзлотой, строительство в которых потребовало бы использование надземного метода прокладки трубопроводов. Использование траншейного метода в данных условиях соответствуетроссийским проектным требованиям и обычным (западным) стандартам, применимым к районам без вечной мерзлоты.
Научный руководитель: Трясцин Р.А. , к.т.н., доцент.
Газоснабжения поселка Емуртлинский Упоровского района Тюменской области
Шелепова Д.В., ТюмГНГУ, г. Тюмень
При проектировании систем газоснабжения предъявляют следующие требования: надежность и бесперебойность подачи газа; безопасность при эксплуатации и удобство в обслуживании; возможность отключения отдельных элементов системы для производства ремонтных работ; однотипность сооружений, оборудования и узлов; максимальная эффективность, возможность сооружения и ввода в эксплуатацию системы по частям; максимальная индустриализация строительно-монтажных работ, т.е. использование сборно-блочных конструкций, стандартных и типовых элементов. Для крупных и средних поселений, как правило, предусматривают многоступенчатые газораспределительные системы.
Для малых городов и отдельных жилых микрорайонов, а также для сельских поселений в качестве наиболее рациональной газораспределительной системы рекомендуется система распределения среднего давления с ШРП у потребителя или группы потребителей.
Одноступенчатые газораспределительные системы низкого давления из-за незначительных материаловложений являются целесообразными лишь в малых поселениях с компактной застройкой, расположенных вблизи источников газоснабжения. В зависимости от величины давления газа в распределительных газопроводах и климатических условий рекомендуется применение ГРП, ГРПБ, как правило, с местными приборами отопления. В данной работе в результате расчетов обосновано, что представленная система газоснабжения не только надежная и безопасная в эксплуатации, но и экономически спроектированная.
Подача природного газа к поселку, в соответствии с расчетной схемой газоснабжения, предусматривается от ранее запроектированного газопровода высокого давления. Распределительная система газоснабжения п. Емуртлинского представляет собой комплекс сооружений, состоящий из головного газораспределительного пункта, трёх шкафных ГРПШ и газовых сетей среднего давления 0,4 МПа и низкого давлений 0,004МПа. Распределение газа по поселку проектируется по двухступенчатой схеме:
- по газопроводам среднего давления;
- по газопроводам низкого давления.
Рассчитав рабочее давление газа равное 0,4 МПа в газопроводе, состав газа, его плотность 0,678 , температуру 273 К, потери давления на трение в газопроводе 0,10132 МПа. И выбрано оборудование газораспределительных пунктов. Учитывая скорость движения газа 7м/с в трубопроводах блока редуцирования, определены диаметры на входе и выходе регуляторов давления. При разработке настоящего проекта объекта газоснабжения, кроме требований СНиП, выполнены требования согласно СП 42-101-2003 « Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических полиэтиленовых труб», а также «Положения по организации работы по охране труда на предприятиях».
Научный руководитель к.т.н., доцент Бабичев Д.А.
Определение величины зерна трубных сталей по результатам измерения твёрдости с малой нагрузкой
В.Л. Бобров, УГТУ, г. Ухта
Диагностика объектов трубопроводного транспорта предусматривает оценку его состояния прочностными расчетами. Однако такие расчеты могут считаться надежными лишь при наличии достоверной информации о марке стали, состоянии ее микроструктуры, наличии и характере дефектов, уровне деградации металла в процессе эксплуатации объекта.
Одной из важных характеристик микроструктуры стали является величина зерна (балл). Значение её определяет пластические и прочностные свойства материала.
В работе для определения микроструктуры стали предлагается использовать метод измерения твёрдости с малой нагрузкой (ТМН). Данный метод позволяет определять твёрдость материала, и при этом не требует предварительной подготовки исследуемой поверхности.
Для исследования были отобраны образцы стали марок 17Г1С и 14Г2САФ.
Измерение ТМН проводилось прибором УЗИТ-2М. Он позволяет определять твёрдость с высокой точностью. Испытания не требуют значительных временных затрат. Значение твёрдости сразу же высвечивается на дисплее УЗ твердомера. Прибор имеет возможность выполнять измерение твердости по Роквеллу в пределах от 20 до 70 HR единиц с точностью до ±2, а также по Бринеллю в диапазоне 100…350 HB.
Площадь отпечатка индентора сравнима с размером зерна. При каждом следующем измерении индентор большей частью попадает в ферритную или перлитную составляющую. Вследствие этого в полученном ряде данных значения твёрдости отклоняются от среднего, истинного значения, в большую или меньшую сторону.
На каждом из образцов проводим многократное измерение твёрдости со смещением индентора. Полученный ряд данных заносим в электронные таблицы Microsoft Excel. В этой программе для обработки рядов данных уже заложен пакет Анализ данных.
По данным твёрдости и частоте попадания их в определённые интервалы строим гистограмму (рис. 1).
Аппроксимируя гистограмму полилинией, получаем двумодальный график зависимости твёрдости от интервалов. Две моды указывают на наличие в структуре исследуемого материала двух составляющих (фаз) с различной твёрдостью. Полагаем, что индентор, при измерении твёрдости, большей своей частью попадает либо в перлитную, либо в ферритную составляющие. Поэтому и значение твёрдости будет всякий раз попадать в интервал, расположенный ближе к одной или другой моде. Разделяя график на две параболы, каждая с вершиной в одной из мод, полагаем, что соотношение площадей под этими графиками характеризует соотношение фаз в исследуемом материале. Деление предлагается вести по такому параметру, как математическое ожидание. Данные твердости, попавшие в область слева и справа от среднего значения, т.е. больше или меньше его суммируются. Соотношение чисел, полученных суммированием данных из левой и правой областей соответственно является соотношением фаз исследуемого материала.
Рис. 1. Гистограмма распределения значений твёрдости по интервалам (образец стали 17Г1С). n – частота попадания в заданный интервал; L – интервалы значений твёрдости
Для определения балла зерна по результатам измерения твёрдости с малой нагрузкой используем выборку образцов одной марки стали с разной величиной зерна. Ряд значений твёрдости так же обрабатываем с помощью программы Microsoft Excel.
На графиках выделяем такой параметр, как межмодальное расстояние (рис. 2). Обозначим его М.
Для аналитического представления параметра М используем такие данные обработки ряда данных твёрдости, как математическое ожидание, дисперсия случайной величины и коэффициент вариации.
Математическое ожидание является средним значением в исследуемом ряде данных
где x – число исследуемого ряда данных.
Дисперсия случайной величины показывает насколько велик разброс данных от среднего значения.
Чем больше значение дисперсии случайной величины, тем крупнее зерно исследуемого материала.
Параметр M приравниваем к коэффициенту вариации ряда данных
Чем больше балл зерна (меньше размер зерна), тем меньше значение коэффициента вариации.
Для каждого из образцов значение параметра М будет различным: чем больше размер зерна, тем больше межмодальное расстояние. Сопоставляя данные металлографической обработки снимков этих образцов и соответствующие им значения межмодальных расстояний строим график зависимости балла зерна от М (рис. 2).
Рис. 2. Зависимость межмодального расстояния от величины зерна
Графиком будет аппроксимирующая прямая, построенная по точкам – зависимостям М от Н для каждого из образцов. В дальнейшем эта зависимость позволит нам без проведения металлографических исследований определять величину зерна, используя лишь данные твёрдости. Достоверность определения величины зёрен исследуемых образцов с ТМН была подтверждена проведенными металлографическими исследованиями шлифов исследуемых образцов.
Таким образом, обосновано распределение твёрдости по интервалам, которое охарактеризовано значением M. Параметр М позволяет нам получить информацию о размере зерна без проведения металлографических исследований.
В работе показана возможность применения ТМН для оценки такой характеристики стали как величина зерна.
Научный руководитель: Агиней Р.В., к.т.н., зав. каф. ПЭМГ.
Методы ремонта дефектов непроектного положения магистральных газопроводов. Габионные сетчатые изделия.
Вирясов А.Н., Михаленко Е.С., Моргунов Д.В., ТюмГНГУ, г. Тюмень
Большинство российских трубопроводов имеют значительный срок эксплуатации, что обуславливает масштабные процессы старения стали и изменения ее физико-механических характеристик. Также следует учесть тот факт, что во время строительства большинства трубопроводов допускались проектные неточности, нарушения в технологии строительства ведущие к возникновению таких дефектов, как всплытие, аркообразование, размывы и т.д. Перечисленные факторы в симбиозе дают увеличение НДС стенки трубопровода при ухудшении физико-механических характеристик стали (уменьшение пластичности, увеличение хрупкости, вызванное наводораживанием стенки трубы, зарождение усталостных дефектов и т.д.), что может стать причиной аварии, процессы эрозии также могут являться причиной нарушения проектного положения МГ.
Существующие методы ремонтов дефектов непроектного положения МГ.
В местах эрозионного разрушения обваловки, как правило выполняется только засыпка и обвалование трубопровода минеральным грунтом. Как показывает практика, обвалование МГ минеральным грунтом не обеспечивает сохранение положения трубопровода на достаточный период времени, особенно в условиях болот и многолетнемерзлых грунтов.
В местах выхода газопровода на поверхность с образованием арок при проведении ремонта, указанными выше способами появляется ряд проблем:
необходимость остановки и опорожнения участка МГ при переукладке, вырезке катушки или врезке компенсатора;
потребность проведения дорогостоящего комплекса подготовительных мероприятий и СМР;
большой объем земляных работ, что особенно усложняется при ремонте на болотах 2, 3 типов;
переукладка, устранение избыточной длины арки, заглубление с балластировкой не решают вопрос образования новых выпученных участков.
   
Рис. 1. Характерные случаи нарушений положения трубопровода:
а - выпучивание грунтом газопровода вместе с анкерами; б - всплытие газопровода с опрокидыванием железобетонных пригрузов; в - выпучивание газопровода от продольных сжимающих усилий с образованием арочной петли; г - выпучивание газопровода от продольных сжимающих усилий с спуском арочной петли на поверхность земли; 1 - фактическое положение газопровода; 2 - существующая поверхность грунта; 3 - профиль строительной траншеи; 4 - положение газопровода по проекту строительства; 5 - фактическое положение анкеров; 6 - положение анкеров по проекту строительства; 7 - фактическое положение железобетонных пригрузов
Ремонтируя непроектное положение участка МГ в локальном месте не решается вопрос продольных сил – при чередовании режима «остановка МГ – пуск МГ» после частичной релаксации напряжений в металле стенки трубы резко возникают значительные продольные силы, обусловленные перепадом температур стенки трубы и кольцевыми напряжениями вследствие избыточного давления транспортируемого газа. Под действием вышеуказанных сил МГ перемещается в продольном направлении, учитывая факт, что прямолинейное положение трубопровода на всем протяжении трассы обеспечить невозможно, очевидно что все продольные перемещения «собираются» на участках меньшей продольной жесткости (повороты, изгибы, уклоны и т.д.) что приводит новому аркообразованию, зачастую недалеко от места выполненного ремонта. Единственным решением вышеуказанной проблемы является монтаж компенсаторов в месте вырезаемой арки, но это дорогостоящая и технологически сложная процедура.
Конструкция габионного сетчатого изделия
Габионные сетчатые изделия матрацного типа представляют собой плоскостные конструкции заводского изготовления малой высоты и большой площади поверхности, выполненные из металлической сетки двойного кручения с шестиугольными ячейками, разделенные на секции при помощи диафрагм (рис. 2), устанавливаемых внутри баз матрацов через каждый метр по длине.
 
Рис. 2. Конструктивная схема габионной сетчатой конструкции
матрацного типа
Конструкции обладают гибкостью, что позволяет им противостоять внешним нагрузкам без разрыва, прочностью и равномерностью распределения нагрузок, проницаемостью.
Удерживающая сила достигается нагрузкой, распределенной по верхней образующей трубы. Кроме того, добавляются силы трения габиона с грунтом, при высоком сцеплении, что обеспечивает ограничение двух из трех степеней свободы поперечного перемещения трубопровода.
Применение ГСИ при производстве работ по балластировки «арок» МГ.
Балластировка с применением ГСИ выпученных участков МГ (арок) имеет широкие перспективы, благодаря одновременному решению нескольких проблем. Это: надежная пригрузка выпученных участков; противоэррозионное укрепление откосов обвалования; подвижность конструкции ГСИ, которая не допускает сбрасывание матраца с МГ при пространственных перемещениях трубопровода.
Работы по балластировке выпученных участков МГ с применением ГСИ следует выполнять в зимнее время, по достижении необходимой несущей способности грунта для движения строительной техники и относительно статическом (до весеннего паводка) положении выпученного участка. Все работы выполнятся при сброшенном давлении перекачки по МГ.
Условия возникновения выпученного участка магистрального газопровода:
Для возникновения выпученного участка стенка газопровода должна находиться в сжатом состоянии;
продольная сила ΔN от температурного перепада (Δt) и внутреннего давления (P) на рассматриваемом участке должна удовлетворять неравенству:
где ΔN – сжимающая сила, действующая на выпученном участке МГ, Nкр - критическая сила, вызывающая потерю устойчивости прямолинейной формы трубопровода на рассматриваемом участке.
Величина критической силы при упругом сопротивлении грунта поперечным перемещениям трубы зависит, от коэффициента постели грунта kи и изгибной жесткости трубопровода EI
 (5.2)
где численное значение коэффициента β зависит от конфигурации арки и от условий закрепления трубопровода на концах участка где  - параметр, характеризующий жесткость системы «труба-грунт».
Образование выпученного участка может наблюдаться и при выполнении неравенства, обратного к (1)
 (5.3)
в том случае, если на участке трассы имеется начальное искривление газопровода, возникшее при его строительстве или вследствие последующего взаимодействия с грунтом.
Рассмотрим изгиб выпученного участка газопровода (рис. 3).
Рис. 3. Схема изгиба газопровода и эпюра продольных сил
Начальное положение трубопровода при укладке считаем прямолинейным. Изгиб участка начинается вследствие всплытия или условной потери устойчивости. Дальнейшее выпучивание сопровождается изменением продольной силы  и зависит от поперечной нагрузки q и характера продольной связи по контакту «труба-грунт» на прилегающих к арке прямолинейных участках. При этом концы участка длиной L получают продольные перемещения. Здесь q - сила трения в поперечном направлении между выпученным газопроводам, лежащим на грунте, и грунтом, или вес трубы с балластировкой; N0 - продольная начальная сила после изгиба с учетом внутреннего давления Р и температурного перепада Δt. Увеличение прогибов в этом случае возможно только при действии сжимающей силы N и сезонных явлений, нагрузка q направлена навстречу прогибам.
Если в расчете значение N получается со знаком «-», то на выпученном участке действует сжимающая продольная сила и возможен рост прогиба, необходима балластировка.
Используя предлагаемую методику расчета можно определить величину необходимой балластировки с применением ГСИ для любого участка газопровода в любых условиях, имеющего нарушение проектного положения в виде арки, а также прогнозировать пространственное положение газопровода во времени с учетом реологических свойств грунтов.
|
