CC BY
165
УДК 621.643
В.И. Суриков, В.В. Бондаренко*, А.В. Коргин**, К.С. Шонин*, Ю.Б. Михеев
ООО «НИИ ТНН», *ЗАО «КОНАР», **ФГБОУВПО «МГСУ»
ИСПЫТАНИЯ ОПОР ТРУБОПРОВОДА ДЛЯ УЧАСТКОВ НАДЗЕМНОЙ ПРОКЛАДКИ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ НАГРУЗОК С ЦЕЛЬЮ ПОДТВЕРЖДЕНИЯ их прочности И ДОЛГОВЕЧНОСТИ
Рассмотрены комплексные исследования и испытания опор трубопроводов для участков надземной прокладки трубопроводной системы «Заполярье — НПС „Пур-Пе"», проложенного на многолетнемерзлых грунтах. Представлены стенды для испытания и результаты исследований.
Ключевые слова: опоры трубопроводов, надземная прокладка трубопровода, испытания опор, эксплуатационные нагрузки, прочность, долговечность.
Для обеспечения прокладки нефтепровода «Заполярье — НПС „Пур-Пе"» по территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов Тюменской области, характеризующихся очень сложными геологическими условиями — наличием протяженных участков многолетнемерзлых, слабонесущих и пучинистых грунтов, было принято решение об использовании надземной прокладки трубопровода. В связи с отсутствием опыта строительства нефтепровода надземным способом в данных условиях, необходимостью обеспечения устойчивости и надежности эксплуатации трубопровода ОАО «АК «Транснефть», головным научно-исследовательским институтом ООО «НИИ ТНН» совместно с генеральным подрядчиком ЗАО «КОНАР» в период с августа 2011 по сентябрь 2012 г. была выполнена опытно-конструкторская работа по теме «Разработка и изготовление опытных образцов опор трубопроводов и свайных фундаментов для участков надземной прокладки трубопроводной системы «Заполярье — НПС „Пур-Пе"» в соответствии с ранее разработанными институтом требованиями к опорам [1].
На этапе предпроектной проработки были внимательно изучены технологии надземной прокладки трубопроводов [2—5], опыт строительства Трансаляскинского нефтепровода (США) [6—9], действующих в регионе промысловых и газовых трубопроводов, надземных теплотрасс [10, 11] и недавно завершенной магистрали Ванкорское месторождение — Пурпе [12].
Уникальность данного проекта заключается в том, что 314 км линейной части магистрального нефтепровода (64 % от общей протяженности) прокладывается надземным способом на специальных конструкциях опор.
В ходе работы были изготовлены и испытаны опытные образцы неподвижной, продольно-подвижной и свободно-подвижной опор трубопроводов DN1000 и DN800 (рис. 1—5).
ВЕСТНИК
МГСУ-
3/2014
Рис. 1. Неподвижная опора
Рис. 2. Продольно-подвижная опора
Рис. 3. Свободно-подвижная опора на двухсвайном фундаменте
Рис. 4. Свободно-подвижная опора на четырехсвайном фундаменте
VESTNIK
MGSU
Рис. 5. Надземный участок нефтепровода «Заполярье — НПС „Пур-Пе"»
Для обеспечения устойчивости конструкций опор и надежности эксплуатации трубопроводов, а также для подтверждения расчетных прочностных характеристик были проведены комплексные исследования и испытания:
1) циклические испытания на стенде ОАО «Диаскан» (рис. 6) элементов конструкции неподвижной опоры внутренним давлением и изгибающим моментом с применением специально подготовленной оснастки для определения надежности силовых элементов конструкции опоры и долговечности. Всего было выполнено 16700 циклов, что приравнивается к 50 годам эксплуатации. Для определения влияния небольших по размерам дефектов, не обнаруживаемых диагностическими приборами, на неподвижной опоре и сварном соединении с трубопроводом были нанесены следующие искусственные дефекты: трещины на кольцевых швах приварки обечайки к катушке; на кольцевом шве, имитирующем приварку катушки к трубопроводу; на продольном шве катушки и обечайки; риски на основном металле катушки; смещение кромок до 3 мм в сварном соединении катушки с трубопроводом. Длина трещин не превышает 30 мм, длина рисок — до 50 мм, ширина дефектов — до 3 мм, глубина до 1 мм;
Рис. 6. Циклические испытания катушки неподвижной опоры
2) испытания неподвижной опоры на статическую прочность. На стенде (рис. 7) были смоделированы все максимальные нагрузки на опору (вертикальная, продольная, боковая, изгибающий момент с учетом просадки соседней подвижной опоры) и одновременно внутреннее давление транспортируемой среды.
Рис. 7. Испытания неподвижной опоры на статическую прочность под воздействием максимальных нагрузок и давления
Для проведения испытаний были специально спроектированы и изготовлены уникальные стенды для неподвижной и подвижных опор, аналогов которых в отечественной практике не существует;
3) циклические испытания на прочность и устойчивость перемещения подвижных опор под воздействием максимальных эксплуатационных нагрузок для подтверждения их работоспособности. На стенде (рис. 8) было смоделировано перемещение трубопровода на подвижных опорах от температурного расширения при подаче в «холодный» трубопровод подогретой нефти. Опоры нагружались эксплуатационными нагрузками, а также максимальными нагрузками с учетом просадки соседней опоры. Количество циклов было определено исходя из установленного срока эксплуатации трубопровода — 50 лет;
Рис. 8. Испытания подвижных опор на прочность и устойчивость перемещения под нагрузкой, циклические испытания на износостойкость различных пар трения, подбор пар трения
4) циклические испытания на износостойкость пар трения под воздействием эксплуатационных и максимальных нагрузок.
На стенде для испытания подвижных опор (см. рис. 8) были испытаны различные материалы для скользящей поверхности подвижных опор. Испытания проводились с целью определения надежности пар трения, экспериментального определения коэффициента трения для различных сочетаний материалов, обеспечивающих его нормативное значение 0,3 в соответствии с [13]. Эксперименты проводились в связи с тем, что коэффициент трения, определенный по [14] на специально подготовленных полированных образцах значительно ниже, чем в реальных условиях с учетом влияния геометрических отклонений трущихся поверхностей и их шероховатости.
Исследования проводились для следующих комбинаций пар трения:
а) термопластичный материал на основе полиэтилентерефталата (с антифрикционными свойствами) на подошве опоры и коррозионностойкая сталь на опорной поверхности ростверка;
б) модифицированный (упрочненный) фторопласт Ф4РМ20 по коррозион-ностойкой стали.
По результатам испытаний данных материалов разрушение антифрикционного материала отсутствовало, имелся незначительный износ материала, коэффициент трения соответствовал значению 0,2...0,25. Данные материалы были приняты в конструкции опор;
в) фторопласт Ф4К15М15 по коррозионностойкой стали. Коэффициент трения был получен 0,2.0,22, но при этом произошла пластическая деформация фторопласта с уменьшением его толщины, что не обеспечивает его работоспособность на весь срок эксплуатации;
г) коррозионностойкая сталь по такой же стали, коэффициент трения 1.1,5, при этом происходит схватывание металла между собой (на подобии сварки трением) и отрыв частиц металла;
д) коррозионностойкая сталь по некоррозионностойкой, коэффициент трения составил 0,5.
При эксплуатации пары трения из некоррозионностойкой стали металл подвергнется коррозии и коэффициент трения превысит значение 1,0, что и было подтверждено испытаниями на стенде с использованием для пары трения корродированной стали. Это может привести к увеличению напряжений в трубопроводе, превышающих нормативные значения, к увеличению горизонтальных нагрузок на сваи от сил трения, что повышает риск возникновения аварии.
Исследованиям подверглись и другие материалы.
Кроме того, была рассмотрена возможность применения и испытаны различные фрикционные материалы для прокладок, устанавливаемых между трубопроводом и ложементом подвижной опоры для предотвращения повреждения оцинкованной оболочки и теплоизоляции трубопровода.
Выводы. 1) Подтверждены прочностные характеристики опор трубопроводов, определенные путем расчетов напряженно-деформированного состояния методом конечных элементов в трехмерной постановке в программном комплексе А№У8 [15]. Расчетная модель включала модель опоры, ростверка, свайного фундамента, участка грунта и содержала около 300000 квадратичных конечных элементов;
2) подтвержден заявленный срок службы опор;
3) подтверждена устойчивость и работоспособность подвижных опор при перемещении трубопровода под нагрузкой;
4) определены материалы для скользящей пары трения подвижных опор, обеспечивающие износостойкость, прочность, долговечность и расчетный ко -эффициент трения, обеспечивающий расчетные нагрузки на трубопровод и сваи.
Библиографический список
1. Опоры для трубопроводов на участках надземной прокладки трубопроводной системы «Заполярье — НПС „Пур-Пе"» : Специальные технические требования. 2012. 92 с.
2. Петров И.П., Спиридонов В.В. Надземная прокладка трубопроводов. М. : Недра, 1973. 472 с.
3. Казакевич М.И., Любин А.Е. Проектирование металлических конструкций надземных промышленных трубопроводов. 2-е изд., перераб. и доп. К. : Будивэльник, 1989. 160 с. (Б-ка проектировщика).
4. Terry T. McFadden, Law^^e Bennett F. Construction in Cold Regions: A Guide for Planners, Engineers, Contractors, and Managers (Wiley Series of Practical Construction Guides). Wiley-Interscience; 1 edition. October 1991, 640 p.
5. Andrew Palmer. Arctic pipelines and the future. Journal of Pipeline Engineering. June 2011, vol. 10, no. 2.
6. Peter Coates. Trans-Alaskan Pipeline Controversy: Technology, Conservation, and the Frontier. Publisher: University of Alaska Press; 1 edition. October 1, 1993, 447 p.
7. Dermot Cole. Amazing Pipeline Stories: How Building the Trans-Alaska Pipeline Transformed Life in America's Last Frontier. Paperback: Publisher: Epicenter Press. May 1, 1997, 224 p.
8. John Tiratsoo. Trans Alaska Pipeline System. Pipelines International, ISSUE 004. June 2010.
9. Американская техника и промышленность : сборник рекламных материалов. М. : В/О «Внешторгреклама» ; Фирма «Чилтон Ко.», 1977. Вып. III. 407 с.
10. Типовые конструкции и детали зданий и сооружений. Серия 4.903-10. Изделия и детали трубопроводов для тепловых сетей. Вып. 4. Опоры трубопроводов неподвижные. Л. : Ленинградский филиал проектно-технологического института «Энергомонтажпроект», 1972. 111 с.
11. Унифицированная документация на конструкции и узлы зданий и сооружений. Серия 5.903-13. Изделия и детали трубопроводов для тепловых сетей. Вып. 8-95. Опоры трубопроводов подвижные. Рабочие чертежи, 2013. 199 с.
12. Отчет по результатам посещения объектов НК «Роснефть» специалистами ОАО «АК «Транснефть», 2011. С. 28.
13. СП 16.13330.2011. Стальные конструкции. 177 с.
14. ГОСТ 11629—75. Пластмассы. Методы определения коэффициента трения. 3 с.
15. Применение метода конечных элементов при расчете на прочность опор трубопроводов для участков надземной прокладки нефтепровода «Заполярье — НПС „Пур-Пе"» / В.И. Суриков, В.М. Варшицкий, В.В. Бондаренко, А.В. Коргин, А. А. Богач // Вестник МГСУ 2014. № 1. С. 66—74.
Поступила в редакцию в феврале 2014 г.
Об авторах: Суриков Виталий Иванович — заместитель генерального директора по технологии транспорта нефти и нефтепродуктов, ООО Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов (ООО «НИИ ТНН»), 117186,
г. Москва, Севастопольский проспект, д. 47а, (495)950-82-95 вн. 25-00, SurikovVI@ niitnn.transneft.ru;
Бондаренко Валерий Вячеславович — кандидат технических наук, генеральный директор, ЗАО «КОНАР» (ЗАО «КОНАР»), 454038, г. Челябинск, проспект Ленина,
д. 4Б, (351)775-10-64, office@konar.ru;
Коргин Андрей Валентинович — доктор технических наук, профессор, научный руководитель Научно-образовательного центра инженерных исследований и мониторинга строительных конструкций кафедры испытания сооружений, Московский государственный строительный университет (ФГБОУ ВПО «МГСУ»), 129337, г. Москва, Ярославское шоссе, д. 26, (499)183-54-29, korguine@mgsu.ru;
Шонин Кирилл Сергеевич — начальник конструкторского отдела проекта «Металлоконструкции», ЗАО «КОНАР» (ЗАО «КОНАР»), 454085, г. Челябинск, проспект Ленина, д. 4Б, (351) 222-33-00, shks@konar.ru;
Михеев Юрий Борисович — главный специалист отдела механо-техноло-гического оборудования объектов трубопроводного транспорта, ООО «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН»), 117186, г. Москва, Севастопольский проспект, д. 47а, (495)950-82-95 вн. 25-41, MikheevYB@niitnn.transneft.ru.
Для цитирования: Испытания опор трубопровода для участков надземной прокладки под воздействием эксплуатационных нагрузок с целью подтверждения их прочности и долговечности / В.И. Суриков, В.В. Бондаренко, А.В. Коргин, К.С. Шонин, Ю.Б. Михеев // Вестник МГСУ 2014. № 3. С. 117—125.
V.I. Surikov, V.V. Bondarenko, A.V. Korgin, K.S. Shonin, Yu.B. Mikheev
STRENGTH AND DURABILITY TESTS OF PIPELINE SUPPORTS FOR THE AREAS OF ABOVE-GROUND ROUTING UNDER THE INFLUENCE OF OPERATIONAL LOADS
The present article deals with integrated research works and tests of pipeline supports for the areas of above-ground routing of the pipeline system "Zapolyarye — Pur-pe" which is laid in the eternally frozen grounds.
In order to ensure the above-ground routing method for the oil pipeline "Zapolyarye — Pur-pe" and in view of the lack of construction experience in case of above-ground routing of oil pipelines, the leading research institute of JSC "Transneft" — LLC "NII TNN" over the period of August, 2011 — September, 2012 performed a research and development work on the subject "Development and production of pipeline supports and pile foundation test specimens for the areas of above-ground routing of the pipeline system "Zapolyarye — Pur-pe".
In the course of the works, the test specimens of fixed support, linear-sliding and free-sliding pipeline supports DN1000 and DN800 were produced and examined.
For ensuring the stable structural reliability of the supports constructions and operational integrity of the pipelines the complex research works and tests were performed:
1. Cyclic tests of structural elements of the fixed support on the test bed of JSC "Diascan" by means of internal pressure and bending moment with the application of specially prepared equipment for defining the pipeline supports strength and durability.
2. Tests of the fixed support under the influence of limit operating loads and by means of internal pressure for confirming the support's integrity. On the test bed there were simulated all the maximum loads on the support (vertical, longitudinal, side load-
ings, bending moment including subsidence of the neighboring sliding support) and, simultaneously, internal pressure of the carried medium.
3. Cyclic tests of endurance and stability of the displacements of sliding supports under the influence of limit operating loads for confirming their operation capacity.
Relocation of the pipeline on the sliding supports from temperature expansion in case of preheated oil charge into a "cold" pipeline was simulated.
4. Cyclic tests of durability of frictional couples under the influence of operational and maximum loads.
On the test bed there were examined various materials for the sliding surface of the supports, ensuring the norm friction coefficient.
Key words: pipeline supports, above-ground routing, supports test, operating loads, strength, durability.
Reference
1. Opory dlya truboprovodov na uchastkakh nadzemnoy prokladki truboprovodnoy siste-my «Zapolyar'e — NPS „Pur-Pe"»: Spetsial'nye tekhnicheskie trebovaniya [Supports for the Pipelines on the Areas of Above-ground Routing of the Pipeline System "Zapolyarye — Pur-pe": Special Technical Requirements]. 2012, 92 p.
2. Petrov I.P., Spiridonov V.V. Nadzemnaya prokladka truboprovodov [Above-ground Pipelining]. Moscow, Nedra Publ., 1973, 472 p
3. Kazakevich M.I., Lyubin A.E. Proektirovanie metallicheskikh konstruktsiynadzemnykh promyshlennykh truboprovodov [Metal Structures Design for Above-ground Industrial Pipelines]. 2nd Edition. Kiev, Budivel'nik Publ., 1989, 160 p.
4. McFadden T.T., Lawrense Bennett F. Construction in Cold Regions: A Guide for Planners, Engineers, Contractors, and Managers. Wiley Series of Practical Construction Guides. Wiley-Interscience, 1 edition, 1991, 640 p.
5. Palmer A. Arctic Pipelines and the Future. Journal of Pipeline Engineering. 2011, vol. 10, no. 2.
6. Coates P. Trans-Alaskan Pipeline Controversy: Technology, Conservation, and the Frontier. University of Alaska Press, 1 edition, 1993, 447 p.
7. Cole D. Amazing Pipeline Stories: How Building the Trans-Alaska Pipeline Transformed Life in America's Last Frontier. Paperback, Epicenter Press, 1997, 224 p.
8. Tiratsoo J. Trans Alaska Pipeline System. Pipelines International, ISSUE 004, 2010.
9. Amerikanskaya tekhnika i promyshlennost': sbornik reklamnykh materialov [American Technologies and Industry: Collection of Advertizing Materials]. Moscow, V/O «Vneshtor-greklama» Publ, Chilton Ko, 1977, no. III, 407 p.
10. Tipovye konstruktsii i detali zdaniy i sooruzheniy [Standard Constructions and Components of Buildings and Structures]. Seriya 4.903-10. Izdeliya i detali truboprovodov dlya teplovykh setey [Series 4.903-10. Items and Components of Pipelines for Heating Networks]. Vyp. 4. Opory truboprovodov nepodvizhnye [no.4. Fixed Pipeline Supports]. Leningrad, Len-ingradskiy filial proektno-tekhnologicheskogo instituta «Energomontazhproekt» Publ., 1972, 111 p.
11. Unifitsirovannaya dokumentatsiya na konstruktsii i uzly zdaniy i sooruzheniy [Unified Documentation for the Constructions and Node Points of Buildings and Structures]. Seriya 5.903-13. Izdeliya i detali truboprovodov dlya teplovykh setey [Series 5.903-13. Items and Components of Pipelines for Heating Networks]. Vyp. 8-95. Opory truboprovodov podvizhnye [no. 8-95. Pipeline Supports]. Rabochie chertezhi Publ., 2013, 199 p.
12. Otchet po rezul'tatam poseshcheniya ob"ektov NK «Rosneft'» spetsialistami OAO «AK «Transneft'» [Report on the Visiting the Objects of the Oil Company "Rosneft" by the Specialists of JSCo «AK «Transneft'»]. 2011, p. 28.
13. SP 16.13330.2011. Stal'nye konstruktsii [Rules and Regularities 16.13330.2011. Steel Structures]. 177 p.
14. GOST11629—75. Plastmassy. Metody opredeleniya koeffitsienta treniya [All Union State Standard 11629—75. Methods of Friction Coefficient Determination]. 3 p.
15. Surikov V.I., Varshitskiy V.M., Bondarenko V.V., Korgin A.V., Bogach A.A. Primenenie metoda konechnykh elementov pri raschete na prochnost' opor truboprovodov dlya uchast-kov nadzemnoy prokladki nefteprovoda «Zapolyar'e — NPS "Pur-Pe"» [Using Finite Element Method in the Process of Strength Calculation for the Pipeline Supports in Above-Ground Area of "Zapolyar'e — NPS "Pur-Pe" Oil Pipeline]. Vestnik MGSU [Proceedings of Moscow State University of Civil Engineering]. 2014, no. 1, pp. 66—74.
About the authors: Surikov Vitaliy Ivanovich — Deputy Director General for Technology of Oil and Oil Products Transportation, Research Institute for Oil and Oil Products Transportation (NII TNN), 47A Sevastopolskiy prospect, 117186, Moscow, Russian Federation; +7 (495) 950-82-95 (25-00); surikovVI@niitnn.transneft.ru;
Bondarenko Valeriy Vyacheslavovich — Candidate of Technical Sciences, Director General, Joint stock company "Konar" (JSC "Konar"), 4b Prospect Lenina, 454038, Chelyabinsk; +7 (351) 775-10-64; office@konar.ru;
Korgin Andrey Valentinovich — Doctor of Technical Sciences, Professor, Supervisor, Scientific and Educational Center of Constructions Investigations and Examinations, Department of Test of Structures, Moscow State University of Civil Engineering (MGSU), 26 Yaroslavskoe shosse, Moscow, 129337, Russian Federation; +7 (499) 183-54-29; kor-guine@mgsu.ru;
Shonin Kirill Sergeevich — head, Designing Department of the project "Metal Structures", Joint stock company "Konar" (JSC "Konar"), 4b Prospect Lenina, 454038, Chelyabinsk; +7 (351) 222-33-00; shks@konar.ru;
Mikheev Yuriy Borisovich — chief specialist, Department of Mechanical and Processing Equipment for the Pipeline Transportation Facilities, Research Institute for Oil and Oil Products Transportation (NII TNN), 47A Sevastopolskiy prospect, 117186, Moscow, Russian Federation; +7 (495) 950-82-95 (25-41); MikheevYB@niitnn.transneft.ru.
For citation: Surikov V.I., Bondarenko V.V., Korgin A.V., Shonin K.S., Mikheev Yu.B. Ispytaniya opor truboprovoda dlya uchastkov nadzemnoy prokladki pod vozdeystviem eksplu-atatsionnykh nagruzok s tsel'yu podtverzhdeniya ikh prochnosti i dolgovechnosti [Strength and Durability Tests of Pipeline Supports for the Areas of Above-Ground Routing under the Influence of Operational Loads]. Vestnik MGSU [Proceedings of Moscow State University of Civil Engineering]. 2014, no. 3, pp. 117—125.
