CC BY
19http://www.pharmateca.ru/ru/archive/article/6013. (Дата обращения 26.02.2015).
8. Новости GMP: [Электронный ресурс] URL: http://gmpnews.ru/2013/05/80-vsex-lekarstv-proizvodimyx-rossijskimi-predpriyatiyami-sootvetstvuyut-gmp/. (Дата обращения 25.02.2015).
9. Новости GMP: [Электронный ресурс] URL: http:// gmpnews.ru/2015/02/biokom-vypuskaet-37-
preparatov-po-programme-importozameshheniya/. (Дата обращения 26.02.2015).
10. Новости GMP: [Электронный ресурс] URL: http://gmpnews.ru/2015/02/minpromtorg-predlagaet-chetyre-tipa-lgot-dlya-prompredpriyatij/?utm_medium=email&utm_source =UniSender&utm_campaign=41648506. (Дата обращения 01.03.2015).
ИССЛЕДОВАНИЕ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
В СЛОЖНЫХ ПРИРОДНЫХ УСЛОВИЯХ
Харионовский Владимир Васильевич
профессор, доктор технических наук, заместитель генерального директора по науке,
ЗАО «Аэрокосмический мониторинг и технологии», г. Москва
RESEARCH OF MAIN GAS PIPELINE STRENGTH CAPACITY IN COMPLICATED NATURAL CONDITIONS
Kharionovsky Vladimir, professor, doctor Technical Sciences, Depute of General Director JSC «Aerospace Monitoring and
Technology», Moscow
АННОТАЦИЯ
Проведено исследование несущей способности магистральных газопроводов в условиях болот, многолетне-мерзлых грунтов, оползней и карста. Сформулированы методы расчетов таких участков на прочность и устойчивость. Показано, что в этих условиях необходимы уточненные исследования напряженно-деформированного состояния газопроводов. Для обеспечения безопасной эксплуатации газопроводов в сложных условиях предложены методы и инженерные мероприятия по повышению их надежности.
ABSTRACT
Research of main gas pipeline strength capacity on marshes, permafrost, landslides, sinkholes are given. There are methods for calculation of gas pipeline section strength and stability. Methods and engineering work on extending reliability of gas pipeline for safety operation are mentioned in this article.
Ключевые слова: магистральный газопровод, болота, мерзлота, оползни, карст, прочность, несущая способность, технические решения.
Keywords: main gas pipeline, strength capacity, marshy, permafrost, landslides, sinkhole, technical solution.
Общие положения
Магистральные газопроводы (МГ) эксплуатируются в различных природно-климатических условиях, в большинстве своем относящихся к сложным по инженерной геологии и климату. Так, около 40 процентов трасс магистральных газопроводов проходят в болотах и мерзлых грунтах Западной Сибири и Крайнего Севера. Кроме того, особого внимания при сооружении и эксплуатации требуют участки газопроводов, проходящие через зоны оползней и карста, как, например, система подводных переходов газопроводов через реку Кама, участки газопроводов Краснодарского края, а также участки газопроводов на Дальнем Востоке в условиях пересечения тектонических разломов [1, 2].
Для обеспечения надежной эксплуатации таких участков газопроводов требуется разработать специальные методы оценки их несущей способности, включающие диагностические обследования, расчеты прочности и устойчивости, и на их основе рекомендации по контролю технического состояния.
При этом целесообразно исследовать задачи в несколько этапов, начиная с вопроса взаимодействия газопровода с окружающими грунтами, что схематически представлено в таблице 1.
В таблице 1 представлен анализ взаимодействия газопроводов с окружающими грунтами, включая обследования, инструментальные работы и аналитические расчеты по оценке работоспособности, на основе которых
формируют восстановительные и ремонтные мероприятия.
На основе проведения контроля технического состояния можно сформировать необходимые этапы выполнения работ и результирующие материалы, что представлено в таблице 2.
Указанные в таблице 2 позиции отражают общий план проведения аналитических и инструментальных работ на участках газопроводов с опасными инженерно-геологическими процессами, и они конкретизируются применительно к отдельным процессам.
Рассмотрим задачи оценки несущей способности для указанных выше участков газопроводов.
Несущая способность газопроводов в условиях болот
Основным фактором, определяющим работоспособность газопроводов в болотах, является всплытие и образование арок, т.е. появление участков в непроектном положении. При этом возникает задача оценки прочности и устойчивости всплывшего участка, по результатам решения которой возможна разработка мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации такого участка. По данной тематике длительное время проводились исследования, включая расчеты и натурные обследования технического состояния всплывших участков [1]. Принципиальная схема оценки несущей способности приведена на рисунке 1.
Таблица 1
Схема контроля технического состояния участков МГ в сложных природных условиях
Таблица 2
Наименование этапов работ и результирующие материалы, получаемые в процессе контроля технического
состояния потенциально-опасных участков (ПОУ) МГ
Наименование работ Результирующие материалы
Анализ технической документации (проектной, исполнительной, эксплуатационной), литературных и фондовых материалов, анализ результатов ранее проведенных обследований. Предварительное выделение ПОУ. Сводка изученных материалов с указанием ПОУ.
Рекогносцировочное обследование трассы газопровода, выявление и локализация дополнительных ПОУ, включая вертолетные и беспилотные обследования и аэрокосмическую съемку. Перечень ПОУ.
Проведение комплексных обследований МГ на ПОУ, в том числе инструментальные обследования в шурфах, измерения НДС с применением тен-зометрирования, интеллектуальных вставок и оптоволоконных технологий. Протоколы определения параметров технического состояния газопровода, пробы грунта, фотографии.
Обработка и анализ результатов проведенных обследований. Обработанные данные по параметрам технического состояния.
Выполнение расчетов НДС газопровода и оценка его технического состояния. Результаты расчетов НДС газопровода.
Установление компенсирующих мероприятий, необходимых для дальнейшей безопасной эксплуатации газопроводов. Рекомендации по компенсирующим мероприятиям на ПОУ.
Подготовка и оформление отчетной документации. Отчет по результатам работ.
Оценка несущей способности арки (по напряжениям)
Определение геометрических параметров L и f
Определение зоны работы трубы (по напряжениям)
Определение [о] и 00,2
О <[о] [о] < О <0кр 0кр< О <00,2 О > Оо,2
Рекомендации
Является естественным компенсатором, рекомендуется обваловка, визуальный контроль
Пригрузить центр (уменьшить стрелку разгрузить концы арки (увеличить длину L), т.е. уменьшить ^Д до достижения [о], обваловка плотным грунтом, обеспечить контроль тензометриро-ванием
Возможно появление гофр, замена арки катушкой расчетной длины
L<100м L>100м
Замена Замена арки
арки катушкой компенсато-
ром
Рисунок 1. Схема оценки прочности и контроля участков с арками
Здесь обозначено: о - напряжение, МПа в соответствии со СНиП 2.05.06*; [о] - допускаемое напряжение, МПа в соответствии со СНиП 2.05.06*; окр - критическое напряжение из расчета на устойчивость, МПа в соответствии со СНиП 2.05.06*; 00,2 - предел текучести, МПа в соответствии со СНиП 2.05.06*.
Для всплывших участков нужно рассчитать напряженно-деформированное состояние опасного сечения по условиям прочности и устойчивости. При расчете на прочность участок с аркой относят к надземному газопроводу в соответствии со СНиП 2.05.06* [3] и проверяют по несущей способности (недопустимость развития чрезмерных деформаций).
Так как магистральные газопроводы с диаметром до 1420 мм имеют относительно тонкую стенку, то необходимо производить расчет местной потери устойчивости (образование гофр) от продольных напряжений, рассматривая среднюю часть трубопровода (арку) как оболочку, нагруженную по торцам изгибающими моментами и сжатую продольной силой, и определить критическое напряжение, превышение которого приводит к образованию гофр [1].
При реализации схемы на рисунке 1 в зависимости от уровня максимальных напряжений формируют мероприятия по восстановлению всплывшего участка, в том числе, текущий контроль, разгрузку концов участка или врезку катушки. Приведем отдельные примеры.
1. Всплывший участок с аркой, газопровод 1420х19,5 мм, Р = 7,4 МПа, 00,2 = 450 МПа, овр = 600 МПа, категория участка - II, грунт засыпки суглинок, граница обводнена. Размеры арки: длина L=386 м, ^ = 1,5 м от дневной поверхности земли. Расчетное максимальное напряжение отах= 98,3 МПа, что существенно ниже допускаемого R2 = 270 МПа, окр= 380 МПа. Результаты тензометрических наблюдений в течение года показали незначительные приращения
напряжений по сезонам, которые, в среднем по году, близки к нулю.
Вывод: всплывший участок находится в состоянии устойчивого равновесия. Установка пригрузов нерациональна. Рекомендуется засыпка типа обвалования плотным грунтом.
2. Газопровод 1420х15,7мм, 00,2 = 450 МПа, R2 = 320
МПа, категория
участка - III, грунт засыпки глина. Размеры арки: длина L=100 м, fo = 2,0 м.
Максимальное напряжение 0max= 347 МПа> R2. Максимальное напряжение больше допускаемого и меньше допускаемого по критерию устойчивости.
Вывод: следует разгрузить концы участка от грунта по десять метров (длина увеличится до 120 м), при этом напряжение снизится до 0max= 253 МПа, т.е. участок находится в зоне безопасной эксплуатации, 0max<R2, в которой арка является естественным компенсатором.
Несущая способность газопроводов в мерзлых грунтах
При анализе работоспособности газопроводов в мерзлых грунтах рассматривают участки в подземном и надземном исполнении. Для надземных газопроводов основным фактором является пучение свайных опор, которое приводит к увеличению длины пролетов газопровода и возможным резонансным колебаниям, служащим причиной возникновения усталостных трещин в трубопроводе, или сбрасывания его с опор. Эти задачи и мероприятия по повышению работоспособности подробно изложены в книге [1].
Для подземных газопроводов опасность морозного пучения грунтов состоит в том, что в зависимости от мерз-лотно-геологических условий трассы в отдельных участках (высокая льдистость, морозобойное растрескивание, термоэрозия и т.п.) усилия пучения массивов грунта приводят к разрывам или недопустимой потере устойчивости газопровода. В зоне газопровода из-за влияния температуры
газа на окружающие грунты процесс пучения, как сезонного, так и длительного, более интенсивен, чем вдали от трассы, что создает значительные нагрузки. В аналитическом плане здесь решаются задачи теплового взаимодействия трубопроводов с окружающим мерзлым грунтом, а
на их основе - задачи механического взаимодействия и оценки прочности участка газопровода в условиях пучения [1, 4, 5]. При эксплуатации таких участков примерный состав работ по комплексному обследованию представлен в таблице 3.
Таблица 3
Состав и методы работ по комплексному обследованию участков газопроводов в мерзлых грунтах
Наименование работ Результаты
Выявление участка и размеров пучения газопровода. Анализ технической документации. Результаты обследования. Описание ПОУ.
Определение температурного режима грунтов в зоне газопровода. Установка термопоперечников. Проба грунтов. Оценка усилий морозного пучения. Для надземных участков - измерение пучения около свайных опор. Определение непроектной длины газопровода из-за пучения свай в соответствии с [3]. Протоколы измерений, состояние изоляционного покрытия и металла. Эскизы технического состояния участка.
Расчетная оценка НДС участка газопровода при пучении, морозостойком растрескивании, наледеобразовании в соответствии с [2]. Результаты оценки прочности ПОУ. Заключение о работоспособности.
Разработка мероприятий по безопасной эксплуатации ПОУ. Технические решения и противопучинные мероприятия.
зико-химической и тепловой мелиорации грунтов, водоотводов и т.п., что является затратным и не всегда эффективным мероприятием. Здесь приведем сравнительно просто реализуемое техническое решение, которое положительно зарекомендовало себя на газопроводах Крайнего Севера. Суть решения состоит в изменении мерзлотных условий на пучинистом участке и разгрузке участка от сил пучения за счет устройства поперечных разрезов грунта на глубину заложения трубопровода с определенным шагом - рисунок 2.
Рисунок 2. Профиль подземного газопровода (2) с устройством грунтовых компенсаторов (1) при расчетном шаге Ь
Специальное внимание необходимо уделять устойчивости надземных переходов газопроводов через ручьи, речки, где идут процессы наледеобразования, приводящие к пучению свайных опор и потере работоспособности газопроводов. Методика расчета таких переходов детально изложена в [1].
При проектировании и в эксплуатации предусматривают различные методы по защите газопроводов от нагрузок пучения, в том числе, применение анкеров, фи-
Физический смысл заключается в том, что обеспечивается проскальзывание трубопровода при смерзании с грунтом за счет уменьшения воздействия усилий массива пучения. Устройство поперечных разрезов нарушает целостность массива пучинистого грунта и снижает усилия смерзания трубопровода с грунтом. По существу, на трассе газопровода сооружают грунтовые компенсаторы. Разрезы засыпают непучинистым грунтом, минватой или другим аналогичным материалом, исходя из местных условий. Расстояние между разрезами определяют расчетным путем, исходя из условия не превышения нагрузок, передаваемых на трубопровод от смерзания, допускаемых нормативных нагрузок [1].
Например, для трубопровода диаметром 1420 мм с толщиной стенки 15,7 мм, марки стали Х65 на участке суглинков - длительное сопротивление сдвигу 0,25 МПа при температуре минус 5 градусов Цельсия и весовой влажности 0,27 - получим расстояние между разрезами 23 метра.
Несущая способность участков газопроводов в зонах оползней
Анализ взаимодействия трубопровода с массивом оползня показывает, что для оценки напряженно-деформированного состояния участка газопровода необходимо рассматривать продольные и поперечные оползни, а также учитывать характер контакта трубопровода с грунтом (наличие проскальзывания грунта или его отсутствия), изменение поведения оползневых склонов в зоне газопровода из-за естественных (эрозия) и техногенных (нарушение режима грунтовых и поверхностных вод) воздействий [2, 5]. Поскольку эти процессы носят длительный характер, то необходим мониторинг технического состояния участков газопроводов в зоне оползня и контроля устойчивости самих оползней.
Для оценки напряженного состояния используют методы тензометрии и систему интеллектуальных вставок, а также акустические системы типа «Астрон» [1, 5]. В
расчетах напряженно-деформированного состояния применяют формулы СНиП 2.05-06* и уточненные модели, описанные в [2].
Несущая способность участков газопроводов в зонах карста
Магистральные газопроводы в районах Северного и Среднего Приуралья на протяжении около 600 км пересекают карстовые зоны, которые, в основном, имеют три группы формирования:
- поверхностные формы;
- подземные карстовые полости преимущественно в зоне сезонных и многолетних колебаний уровня трещинно-карстовых вод;
- карстовые полости, образующиеся за счет процессов обрушения пород в их сводах.
В литературе отмечается, что подземные карстовые полости образуются на трассах газопроводов примерно в 2,5 раза быстрее, чем поверхностные формы.
Основная опасность состоит в том, что участок газопровода может провисать в пределах карстовой полости вместе со сводом грунта на нем, при этом размеры провиса со временем возрастают. Карсты в виде воронок достигают значительных размеров, например, на трассе де-вятиниточного коридора газопроводов Уренгой - Ужгород имеются воронки с диаметрами 24 - 45 м, глубинами 1,0 - 6,5 м, а также провалы грунта размерами 4,0х1,5 м и глубиной 1,2 м [2]. В связи с этим осуществляют контроль напряженно-деформированного состояния участков в карстовой зоне с использованием тех же методов, что и для оползневых участков [5]. Расчет напряженного состояния участка газопровода выполняют для случая провиса трубопровода над карстовой полостью и в соответствии с [3] определяют максимальные продольные напряжения.
В расчетах необходимо учитывать случаи, когда газопровод пересекает несколько карстовых воронок, тогда вместо рассмотренной расчетной схемы однопролетного прямолинейного надземного балочного перехода нужно принять схему многопролетной балки. Также при расчетах следует учитывать различные сочетания типов грунтов, высоты засыпки и режимов эксплуатации.
В качестве компенсирующих мероприятий в эксплуатации, как правило, применяют разгрузку участка га-
зопровода от верхнего слоя грунта, что позволяет осуществить выпрямление оси трубопровода и снижение изгиб-ных напряжений с одновременной подбивкой грунтом под нижней образующей. Эффективным является техническое решение по установке в зоне карстового образования промежуточной опоры в виде жесткой подвесной конструкции, опирающейся на сваи, или плиты. ВЫВОДЫ
1. Показано, что для анализа надежности эксплуатации магистральных газопроводов в сложных условиях необходима разработка специальных методов оценки их несущей способности, контроля технического состояния и мероприятий по восстановлению проектного положения.
2. Изложены методы оценки напряженно-деформированного состояния участков газопроводов в болотах, многолетнемерзлых грунтах, в зонах оползней и карста, основанные на аналитических расчетах и диагностических обследованиях.
3. Сформулированы инженерные мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации магистральных газопроводов в сложных природных условиях, а также составлен перечень работ, необходимых для проведения контроля технического состояния газопроводов.
Литература
1. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов - М.: Недра, 2000 - 468 с.
2. Шаммазов А.М., Зарипов Р.М., Чичелов В.А., Коробков Г.Е. - Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях - М.: Интер, 2006 - 564 с.
3. Строительные нормы и правила Российской Федерации. Магистральные трубопроводы. СНиП 2.05.06-85*.
4. Орлов В.О., Дубнов Ю.Д., Меренков Н.Д. - Пучение промерзающих грунтов и его влияние на фундаменты сооружений. - Л.: Стройиздат, 1977.
5. Рекомендации по проведению контроля технического состояния подводных переходов (береговые участки) - М.: ВНИИГАЗ, 1999 - 21 с.
ИССЛЕДОВАНИЕ СИСТЕМ ВИБРОЗАЩИТЫ ДЛЯ ЧЕЛОВЕКА-ОПЕРАТОРА
Кочетов Олег Савельевич,
докт. техн. наук, профессор МГУПИ, г. Москва
RESEARCH OF SYSTEMS OF VIBROPROTECTION FOR PERSON OPERATOR Kochetov O.S., Doctor of Technical Sciences, Professor of MGUPI, Moscow АННОТАЦИЯ
В работе исследованы новые средства защиты человека-оператора от повышенных уровней вибрации. Приведены конструктивные схемы виброизолирующих подвесок сиденья для человека-оператора и виброизолированных помостов для обслуживания виброактивного оборудования.
Ключевые слова: подвеска сиденья, виброизолированный помост, математическая модель, направляющий механизм, виброизолирующее устройство, демпфер сухого трения. ABSTRACT
In work new means of protection of the person operator from the raised levels of vibration are investigated. Constructive schemes of anti-vibration suspension brackets of a seat for the person operator and the vibroisolated scaffolds for service of the vibroactive equipment are provided.
