CC BY
44
ФОРМИРОВАНИЕ БЛОКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ НАДЗЕМНОГО МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА
© Смирнов В.В.*, Курушина В.А.*
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
В статье предлагается использование данных реальной геометрии надземных магистральных нефтепроводов в качестве исходных данных для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) деформированного положения в балочном приближении.
Ключевые слова магистральный нефтепровод, многолетнемерзлый грунт, деформация, исходные данные.
При анализе работы единой системы «наземное сооружение - основание» основное внимание следует уделять развитию больших и неравномерных деформаций пород основания, которое вызывает переход сооружения в аварийное состояние [1]. Для оценки этих явлений рассмотрим структуру ММГ. В целом, ММГ имеют два основных слоя, грунты которых, также могут иметь слоистую структуру, представленную различными геологическими породами и криологической текстурой. Классификация мерзлых грунтов приводиться в [2]. Согласно приведенной классификации грунты с криогенными структурными связями относятся к классу природных мерзлых грунтов, виды которого значительно разняться по своим характеристикам, что необходимо учитывать, как при расчете несущей способности грунта, так и при оценке развития изменений этого параметра, следствием которого является влияние на техническую систему. Деформации ММГ обусловлены теп-лофизическими и физико-механическими закономерностями промерзания и оттаивания грунтов и представляет серьезную опасность для магистральных трубопроводов [3].
Таким образом, для обеспечения надежной эксплуатации трубопроводов в криолитозоне необходимо учитывать следовать по двум направлениям: управлять теплофизическими свойствами мерзлого грунта и вести контроль уже произошедших деформаций сооружения. Такой подход лежит в основе геотехнического мониторинга, обеспечивает системный подход к обеспечению надежной эксплуатации в данных условиях [4]. Для надземного магистрального нефтепровода, оперативный контроль деформаций может быть осуществлен на основе блока данных о реальной геометрии, расчета в
* Ассистент кафедры Транспорта углеводородных ресурсов Института Транспорта.
* Ассистент кафедры Транспорта углеводородных ресурсов Института Транспорта.
специализированном программном комплексе в балочном приближении [5]. После оценки полученных результатов по комплексным критериям осуществляется принятие решения о проведении специальных исследований или контролирующих действий [6].
Рассмотрим особенности магистрального нефтепровода проложенного надземно в области ММГ. Особенностью надземной прокладки является ограниченное количество участков соприкосновения трубопровода с опасными в отношении деформаций элементами - опорами, в то время как подземный трубопровод соприкасается с грунтом практически на всем протяжении трассы. Таким образом, причиной деформаций трубопровода могут стать только перемещения опор. Допустимые напряжения на уровне оперативного контроля должны рассчитываться по пределу текучести материала, на основе расчетных формул, которые определены в СНиП 2.05.06-85 [7].
Рис. 1. Трубопровод «Ванкор-Пурпе» фото с воздуха
Источник: [8].
Для протяженных надземных трубопроводов наиболее характерна балочная система, как наиболее простая в строительстве и надежная в эксплуатации [9]. Конструкция сооружения, в целом, представляет собой единый трубопровод содержащий повороты, специальные участки для компенсации температурных напряжений (компенсаторы). Прокладку на ММГ как правило осуществляют на свайных опорах с тремя видами опорных частей [10]: свободно-подвижные, продольно-подвижные, неподвижные или «мертвые». Такое же описание, судя по статье [11], применимо к строящемуся трубопроводу «Заполярье-Пурпе». Участки протяженностью, определенной про-
ектом, содержат горизонтальные компенсаторы, для эффективной работы которых используются свободно--подвижные опорные части. В обе стороны от компенсатора отходят прямолинейные пролеты, последний пролет с каждой стороны крепится на неподвижной опоре. На промежутках между компенсатором и неподвижной опорой применяются продольно-подвижные опоры, обеспечивающие возможность температурных деформаций труб вдоль оси трубопровода. Существуют и другие способы надземной прокладки, например, в виде упругоискривленной кривой или зигзагообразной схемы [12]. В этих случаях также можно выделить неподвижные опоры, препятствующие продольному перемещению, в промежутках между которыми используются скользящие опоры. Однако на трубопроводах «Ванкор-Пур-пе» и «Заполярье-Пурпе» данные способы не применялись (см. рис. 1). Учитывая масштаб трубопровода при проведении контролирующих мероприятий его целесообразно разбить на отдельные участки, анализ НДС которых можно было бы проводить независимо друг от друга.
Точность исходных данных играет важную роль в итоговом результате расчета. Исходными данными задачи являются положение трубы в области крепления к опорной части. Магистральный надземный трубопровод рассматривается, как неразрезная прямолинейная балка, расчетная схема которой представляет прямую линию с различными опорными условиями. Опорные условия определяются типами опор, положение которых определяет положение труб. Неподвижные опоры представим на расчетной схеме как жесткие заделки. Для составления исходных данных задачи необходимо на основании проектов и актов выполненных работ (для учета отклонений на этапе строительства) соединить прямой линией отметки низа труб, закрепленных в неподвижных опорах. После этого оцениваются отклонения от этой линии в горизонтальной и вертикальной плоскостях положения труб на продольно--подвижных опорах прямолинейных участков. При определении отклонений на свободно-подвижных опорах в вертикальной плоскости требуется установить расстояние между плоскостью определяемой линией соединяющей отметки низа трубы на неподвижных опорах и положением низа трубы на данной опоре. Для определения отклонения в горизонтальной плоскости необходимо установить расстояние между центром опоры соответствующим проектному положению и действительным положением центра опоры. Последнее требование связано с тем, что свободно-подвижная опора допускает не только продольные, но и поперечные перемещения, которые будут определяться смещением других опор, температурными деформациями и деформациями под действием рабочего давления, в то же время зона свободных перемещений определяется конкретным расстоянием от центра опоры, т.е. в данном случае смещается именно зона свободных перемещений. Необходимые расстояния, формирующие исходные данные реальной геометрии представлены на рис. 2-4.
Рис. 2. Определение перемещений на продольно-подвижных опорах в вертикальной плоскости по отметкам низа трубы
Рис. 3. Определение перемещений на продольно-подвижных опорах в горизонтальной плоскости по отметкам оси трубы
Рис. 4. Определение перемещений на свободно-подвижных опорах в горизонтальной плоскости по отметкам проектного положения опор
Представленные на рис. 2-4 измерения являются не единственно возможными. Целью измерений является определение отклонения оси трубы, кроме случая определения перемещений в горизонтальной плоскости свободно--подвижных опор. В случае правильного закрепления в опорах, отклонение оси трубы можно определить и по другим параметрам, например по положению опорной части. Также для проведения необходимо знать диапазон допускаемых свободно-подвижной опорой перемещений трубы в горизонтальной плоскости. При решении задачи принимается, что положение трубопровода в горизонтальной плоскости в области компенсатора определяется условиями его деформированного состояния в другой части объекта расчета (ОР). Для ОР при перемещениях в горизонтальной плоскости заранее должно быть определено с какой стороны перемещениям будет присваиваться знак (+), (-) и это правило присвоения знаков должно соблюдаться на всем периоде сбора блока исходных данных.
Таким образом, блок исходных данных для задачи расчета деформированного положения надземного магистрального нефтепровода представляет собой систематизированную совокупность данных реальной геометрии, в виде отклонений трубы от проектного положения в точке закрепления на опоре.
Список литературы:
1. Дашко Р.Э. Проблемы геоэкологии в геотехнике / Р.Э. Дашко // Реконструкция городов и геотехническое строительство. - 2003. - № 7. - С. 115-128.
2. ГОСТ 25100-2011. Грунты. Классификация. - Введ.12.07.2012. Взамен ГОСТ 25100-95. - М. Стандартинформ, 2013. - 48 с.
3. Ларионов Ю.В. Оценка напряженно-деформированного состояния трубопровода на участках пучения грунта [Электронный ресурс] / Ю.В. Ларионов, Д.Ю. Грязнев, С.Н. Чужинов // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2012. - № 6. - С. 107-120.
4. Попов А.П. Управление геотехническими системами газового комплекса в криолитозоне. Прогноз состояния и обеспечение надежности: дисс. ... док. техн. наук. - Тюмень: 2005. - 713 с.
5. Смирнов В.В. Применение метода граничных элементов для расчета напряженно-деформированного состояния надземных магистральных нефтепроводов, проложенных на многолетнемерзлых грунтах / В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2013. -№ 4. - С. 18-23.
6. Смирнов В.В. Повышение надежности эксплуатации надземных магистральных нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах / В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков //. Нефть и газ: Отдельный выпуск Горного информационно -аналитического бюллетеня (научно-технического журнала). - М.: Издательство «Горная книга», 2013. - № ОВ3. - С. 197-208.
7. СНиП 2.05.06-85. Магистральные нефтепроводы. - Введ.1986-01-01. С изм. 1987, 1990, 1996 гг. - М.: ВНИИСТМиннефтегазстроя, 1997. - 64 с.
8. Официальный сайт компании ОАО «НК «Роснефть» [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.rosneft.ru/news/today/17022010.html.
9. Дерцакян А.К. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / А.К. Дерцакян и др.; под ред. А.К. Дерцакян. - Л.: Недра, 1977. - 519 с.
10. Быков Л.И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов / Л.И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков [и др.] // Санкт-Петербург: Недра, 2006. - 824 с.
11. В уникальных условиях с максимальной эффективностью. Интервью с вице-президентом ОАО «АК «Транснефть» А.Н. Сапсаем / Д. Тараторин // Трубопроводный транспорт нефти. - 2012. - № 8. - С. 6-13.
12. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и про-дуктопроводов / Г.В. Бахмат [и др.]; под общей ред. Ю.Д. Земенкова. - М.: Инфра-Инженерия, 2006. - 928 с.
ИМПРЕГНИРОВАНИЕ ИНСТРУМЕНТА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ АБРАЗИВНОЙ ОБРАБОТКИ
© Чурилин А.В.*, Жуков Н.П.
Тамбовский государственный технический университет, г. Тамбов
Представлены результаты экспериментальных исследований процесса пропитки абразивных инструментов импрегнатором.
Ключевые слова абразивный инструмент, пропитка, угол смачивания.
В технологических процессах изготовления деталей машин операции абразивной обработки составляют до 60 %. Повышение эффективности и качества абразивной обработки - актуальная задача, решение которой позволит получить значительный экономический эффект. В настоящее время особое внимание привлекают пути решения данной задачи, связанные с совершенствованием абразивного инструмента (АИ) [1, 2].
Известны следующие методы повышения эксплуатационных свойств абразивных инструментов на стадии подготовки: заполнение пор импрегнатора-ми; создание прерывистой рабочей поверхности инструментов; спецтермообработка, в том числе в криогенных средах. Для этих же целей на стадии эксплуатации абразивных инструментов используют: специальные смазочно-охлаждающие жидкости, наложение колебаний, твердые смазки [1, 2]. Из пе-
* Ассистент кафедры «Энергоэффективные системы», кандидат технических наук.
