- влияние технологического натяжения на ТУС на уровень продольных напряжений и деформаций в трубопроводе с бетонным утяжеляющим покрытием, укладываемом стингерным методом;
- влияние типоразмера трубы и базовых характеристик бетонного покрытия на изгибную жесткость системы «стальная труба - бетонное утяжеляющее покрытие»;
- влияние типоразмера трубы и базовых характеристик бетонного покрытия на величину краевого эффекта от надавливания краем бетонного покрытия на тело трубы при изгибе в процессе укладки;
- влияние отслоения и сдвига бетонного покрытия при недостатке величины адгезии между защитным противокоррозионным и бетонным покрытиями на НДС стальной трубы;
- влияние растрескивания бетонного покрытия при укладке на НДС необетонированных участков трубопровода при укладке.
На рисунке 8 показаны результаты расчёта напряженно-деформированного состояния трубопровода Ш1219х27 мм с утяжеляющим бетонным покрытием толщиной 85 мм для различных значений натяжения, полученные с использованием балочной конечно-элементной модели.
На рисунке 9 показаны результаты расчёта модельной задачи по определению длины краевого эффекта от надавливания краем бетонного покрытия на трубопровод и взаимодействие краевых эффектов на необетонированном участке и их влияние на стыковое сварное соединение в зависимости от типоразмера трубопровода.
На рисунке 10 показаны результаты исследования влияния характеристик стали и бетонного покрытия на НДС трубопровода.
|
№ |
Величина натяжения на ТУС, тонна |
Эпюра продольных деформаций на верхней образующей трубы |
|
|
1 |
T = 200 |
||
|
2 |
T = 290 |
||
|
3 |
T = 375 |
Рисунок 8 - Влияние технологического натяжения на ТУС на величину продольных деформаций на нижней образующей (типоразмер трубы Ш1219х27/85 мм, глубина 75 м)
а) продольные деформации верхней образующей трубопровода для разных типоразмеров
б) Распределение продольных деформаций по верхней образующей трубопровода
Рисунок 9 - Влияние типоразмера трубы и базовых характеристик бетонного покрытия на величину краевого эффекта от надавливания краем бетонного покрытия на тело трубы при изгибе
а) варьируется модуль упругости бетона
б) варьируется класс прочности стали
Рисунок 10 - Продольная деформация верхней образующей трубопровода на стингере при различных характеристиках металла трубы
На рисунке 11 - напряженно-деформированное состояние трубопровода при недостаточной адгезии бетонного покрытия (наличии проскальзывания между трубой и бетонным покрытием).
Рисунок 11 - Поля распределения контактного давления (слева) и продольных деформаций в сжатой области трубопровода (справа)
В четвёртой главе представлен перечень морских объектов ОАО «Газпром», для которых на основе разработанного 2-х уровневого метода расчёта был выполнен комплекс расчётных работ по определению напряженно-деформированного состояния подводных трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием при укладке стингерным методом, а также обсуждены некоторые особенности этих расчётов.
В частности, комплексы таких расчётных работ были выполнены при научно-техническом сопровождении процесса строительства следующих объектов:
- подводный переход через Байдарацкую губу системы МГ «Бованенково-Ухта» (1-я и 2-я нитки);
- морской участок магистрального газопровода «Джубга - Лазаревское - Сочи»;
- подводный переход через пролив Невельского магистрального газопровода «Сахалин - Хабаровск - Владивосток»;
- подводные промысловые трубопроводы Киринского газоконденсатного месторождения.
Подводный переход через Байдарацкую губу системы МГ «Бованенково-Ухта» является составной частью магистрального газопровода Ямал - Европа, предназначенного для подачи природного газа с месторождений полуострова Ямал в газотранспортную сеть центральной части России и далее - в страны Западной Европы. Трубопроводная система будет состоять из четырёх ниток с наружным диаметром 1219 мм, длиной чуть более 70 км каждая. Толщина стенки труб - 27 мм. Максимальная глубина моря по трассе составляет 26 м.
Разработанный двухуровневый метод расчёта был применен для определения напряженно-деформированного состояния трубопровода типоразмера Ш1219х27 мм класса прочности Х65 с бетонным утяжеляющим покрытием толщиной 85 мм при укладке по стингерной технологии с применением трубоукладочной баржи «MRTS Defender». Существенным элементом расчёта является учет влияния бетонного покрытия.
С использованием данной модели проведена оценка влияния статического натяжения трубопровода на максимальное значение деформаций в трубопроводе для глубины коридора укладки до H = 23 м и определены значения максимальных продольных деформаций для всех возможных режимов укладки. По результатам выполненных расчётов определено, что увеличение деформаций на необетонированных стыках газопровода, по сравнению с расчётом, не учитывающим жёсткость бетонной покрытия, может достигать 20% (в зависимости от глубины и режима укладки).
Магистральный газопровода «Джубга - Лазаревское - Сочи» предназначен для увеличения объёма и стабильности поставок природного газа в регион Сочи и обеспечения снабжения газом спортивных объектов, которые будут задействованы во время международных спортивных соревнований 2014 года. Протяженность газопровода -- 171,6 км, при этом около 90% трассы проходит по дну Черного Моря вдоль прибрежной полосы на глубине до 75 метров.
Для этого объекта разработанный метод расчёта был применен с целью определения напряженно-деформированного состояния трубопровода типоразмера Ш530х15 мм из стали марки SAWL 415 IF с бетонным утяжеляющим покрытием толщиной 60 мм при укладке по стингерной технологии с использованием трубоукладочных судов C-Master и Bigfoot 1. Расчётный диапазон глубин по коридору укладки составляет: 12 - 72 м для ТУС C-Master и 7 - 40 м для ТУС Bigfoot 1. Угол поворота стингера на трубоукладочных судах варьировался в зависимости от глубины укладки.
По сравнению с трубопроводом, используемым на подводном переходе через Байдарацкую губу, трубопровод на морском участке МГ «Джубга - Лазаревское - Сочи» характеризуется существенно меньшими диаметром и изгибной жесткостью. В сочетании с большей глубиной укладки это делает задачу расчёта НДС математически хуже обусловленной и требует более строгого контроля позиционирования судна и величины технологического натяжения в процессе укладки.
Магистральный газопровод «Сахалин - Хабаровск - Владивосток» предназначен для масштабной газификации дальневосточных регионов России и создания благоприятных условий для поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Подводный переход через пролив Невельского данного МГ имеет протяжённость 21,5 км с глубинами укладки до 20 м.
Для данного объекта разработанный метод расчёта был применен с целью определения НДС трубопровода типоразмера Ш1020х27 мм из стали класса прочности X60 с бетонным утяжеляющим покрытием толщиной 90 мм.
Расчёты выполнялись для трубоукладочных судов «Виктория-Небула» и «Фортуна», глубина укладки _ от 6 до 20 м. В конструктивном отношении данные суда представляют собой классические трубоукладочные баржи стингерного типа. Причем для ТУБ «Фортуна» монтажная площадка расположена под углом порядка 3,5 градусов к горизонту.
По толщине стенки труб и глубинам укладки трубопровод подводного перехода через пролив Невельского во многом аналогичен трубопроводу подводного перехода через Байдарацкую губу. Основное отличие состоит в разных диаметрах и конструктивных особенностях применяемых при укладке ТУС.
Подводные промысловые трубопроводы Киринского газоконденсатного месторождения расположены на шельфе о. Сахалин в
28 км от берега. В районе месторождения глубина моря составляет от 85 до 90 м. Киринское месторождение является для «Газпрома» первоочередным объектом освоения сахалинского шельфа.
В рамках данной работы была выполнена оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов диаметром 114,3 мм и толщиной стенки 7,9 мм и диаметром 273,1 мм и толщиной стенки 15,9 мм без бетонного покрытия и трубопроводов диаметром 508 мм с толщинами стенок 22,4 мм и 23,8 мм с бетонным покрытием толщиной 80 мм, выполненных из стали марки SAWL 450 (APL X-65) в процессе строительства.
Трубопровод Ш114,3х7,9 мм имеет наименьшую жёсткость из тех, для которых применялись разработанная модель. При этом производился расчёт его укладки на глубины до 90 м. Разработанная модель продемонстрировала полную работоспособность в данных условиях, что позволяет её применять на значительном диапазоне типоразмеров труб и глубин укладки.
Для каждого типоразмера был проведён анализ напряженно-деформированного состояния, учитывающий особенности его укладки: конструкцию стингера, натяжение, глубины укладки. В результате было достигнуто существенное повышение темпов строительных работ за счёт сокращения объёмов ремонта монтажных сварных соединений при выполнении принципов обеспечения эксплуатационной надёжности.
ОБЩИЕ ВЫВОДЫ
1. Разработан уточнённый метод определения перемещений оси и внутренних силовых факторов в морском трубопроводе с бетонным утяжеляющим покрытием, укладываемом на дно моря стингерным методом и его программная реализация на языке APDL в программном комплексе ANSYS.
2. Разработан уточненный метод определения напряженно-деформированного состояния трубопровода, учитывающий влияние бетонного покрытия на уровень деформирования необетонированных участков трубы при укладке стингерным методом, и его программная реализация на языке APDL.
3. Разработанный 2-х уровневый метод определения напряженно-деформированного состояния газопровода позволяет учесть всю историю нагружения металла трубы в процессе укладки. При этом достигнута его вычислительная эффективность: размерность задачи существенно уменьшена по сравнению с моделированием укладываемого участка трубопровода полностью объёмными элементами, что позволяет использовать для проведения расчётов рабочие станции среднего уровня
4. Выполнено расчётное обоснование выбора величины натяжения на трубоукладочном судне при формировании технологических режимов стингерной укладки морских трубопроводов с бетонным утяжеляющим покрытием.
5. Разработан способ расчётного определения влияния основных характеристик труб и бетонного покрытия (типоразмер и прочностные свойства труб, толщина, прочностные, весовые и адгезионные свойства бетонного покрытия, а также возможность его растрескивания и выкрашивания) на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков морского трубопровода при укладке стингерным методом.
6. Результаты выполненного параметрического анализа влияния типоразмера труб, толщины бетонного покрытия, адгезионных свойств, растрескивания и выкрашивания бетонного покрытия на напряженно-деформированное состояние необетонированных участков морского трубопровода при укладке стингерным методом могут быть использованы при выборе алгоритма расчёта укладки трубопроводов на новых морских проектах.
7. Разработанный 2-х уровневый метод определения НДС морских трубопроводов при укладке стингерным методом был использован при подготовке Заключений ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в рамках научно технического сопровождения строительства морских участков магистральных газопроводов «Бованенково - Ухта», «Сахалин - Хабаровск - Владивосток», «Джубга - Лазаревское - Сочи» и проекта «Обустройство Киринского месторождения». По результатам выполненных работ были существенно увеличены темпы укладки за счёт снижения объёмов ремонта монтажных сварных соединений при выполнении принципов обеспечения эксплуатационной надёжности.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В РАБОТАХ
1. Г. А. Алексашин, В. М. Ковех, И. Н. Курганова, И. Ю. Морин. «Анализ влияния бетонного покрытия труб на напряженно-деформированное состояние кольцевых сварных соединений при строительстве магистральных газопроводов», Сборник докладов IV Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2011), стр. 243 - 248, Москва, 2011
2. И. Ю. Морин, В. М. Ковех. «Особенности расчёта напряженно-деформированного состояния морских обетонированных газопроводов», Сборник научных статей аспирантов и соискателей ООО «Газпром ВНИИГАЗ», стр. 50 - 54, 2011
3. В. М. Ковех, М. Ю. Панов, И. Ю. Морин, Е. Н. Овсянников. «Анализ напряжённо-деформированного состояния морских трубопроводов при укладке с учётом влияния бетонного покрытия труб», Справочник. Инженерный журнал, № 10, приложение, стр. 2 - 6, 2012
4. В. М. Ковех, И. Н. Курганова, И. Ю. Морин, Г. А. Алексашин. «Особенности расчёта укладки морских магистральных газопроводов», Материалы VII Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Полоцк, 2011, стр. 169