CC BY
9УдК 622.691.4
Э.И. Велиюлин, первый заместитель генерального директора по специальным программам, ОДО «Краснодаргазстрой»; А.М. Митрохин, рГУниГ им. и.М. Губкина; А.Д. Решетников, заместитель директора ЭДЦ «Оргремдигаз», 0Д0 «Оргэнергогаз»
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИчЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ДЕМОНТАжА ГАЗОПРОВОДА
При извлечении труб газопровода для их подготовки и переизоляции в заводских условиях наиболее эффективным способом демонтажа является тот, при котором производится снятие слоя грунта над трубопроводом и незначительная его выборка по боковым образующим. После чего участок газопровода вскрывается, разрезается на секции труб, под которые заводятся троллейные подвески и поэтапно (с использованием необходимого количества трубоукладчиков) осуществляется извлечение и укладка участка газопровода на берму траншеи. При таком способе демонтажа объемы земляных работ по вскрытию трубопровода, а также стоимостные показатели существенно снижаются.
При демонтаже газопроводов должны обеспечиваться сохранность газопровода от механических повреждений, поточная высокопроизводительная технология работ, необходимая грузоподъемность колонны и каждого трубоукладчика в отдельности, устойчивость трубоукладчиков.
Расчет изгибающих и локальных нагрузок на газопровод, соответствующих усилиям подъема, выполнен на основе уравнения упругой линии изгибаемого газопровода. В расчете углы поворота газопровода в точках опирания на грунт приняты равными нулю. Технологические параметры демонтажа газопровода представлены на рисунке 1. Расчет технологических параметров выполнен на основе двойного интегрирования кривой, описывающей упругий изгиб поднимаемого участка трубопровода:
й2у М(х)
—г: = —— ; (1) йх2 Е1 х '
с учетом граничных условий: момент и угол поворота в крайних точках поднимаемого трубопровода должны быть равными нулю, высота в левой точке должна равняться 0, а в правой - ИТ. Распишем граничные условия:
" «А + - Ь-1) - ^ = о
• + 1.ик1й*1!г^-т = 0 (2)
ЛI + Я=1 Ъ -§ = Е1К
где: q - удельный вес трубопровода; Е1 - жесткость трубопровода.
Чтобы перейти к безразмерным переменным, в описанной выше системе сделаем следующую замену переменных:
к=Т1^Щ1л = о11,2,зл (3)
кг = ^Уя/ММ = ол,2,з,4
После такой замены система приобретет следующий вид:
' дл+й=1ВД-с;)-^=о
л п~*4 | тг (*п-г1-1)2 ^4 _ п
ДаТ + £|=1*1—2-----Т~° (4)
яА!±. + 111к1^^-^-кт = о
Данная система уравнений имеет бесконечное множество решений. Для выполнения работ по демонтажу газопровода наиболее целесообразным является использование равномерной расстановки трубоукладчиков, чтобы при реализации рассчитанной схемы можно было применить как непрерывный метод (с использованием в качестве
технологической оснастки троллейных подвесок), так и циклический (с использованием в качестве оснастки мягких монтажных полотенец).
Основными преимуществами непрерывного метода демонтажа газопровода являются использование меньшего количества трубоукладчиков и более высокий темп производства работ. Циклический метод позволяет обеспечить более устойчивый процесс производства работ, так как мягкие монтажные полотенца передают вертикальные усилия без смещения по поверхности труб (при использовании троллейных подвесок может иметь место проскальзывание катков вдоль газопровода).
В безразмерном виде решение, выбранное из описанных соображений (равномерная расстановка трубоукладчиков), выглядит следующим образом:
-0 = 2,35 К, = 1
- = 2,75 К2 = 1
-2 = 3,15 К3 = 1
-3 = 3,55 К4 = 0,64
-4 = 5,26 К5 = 0,99
Для того чтобы перейти к размерным значениям, нужно знать модуль упругости материала(Е), момент инерции (I), удельный вес трубопровода ^) и глубину траншеи (йт). Модуль упругости стали известен, он равен
100 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 6 \\ июнь \ 2013
ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ТИГРА
Рис. 1. Технологические параметры демонтажа газопровода, где: К - подъемные силы трубоукладчиков;
ЯА и - силы реакции опирания трубопровода на грунт;
Н1 - высоты в точках подъема;
Нт - глубина траншеи;
11 - расстояния между точками приложения сил
Рис. 2. Зависимость изгибающего момента от координаты. Общий вид
Н
Е = 2.1 • 1011 — т2
Момент инерции считается по следующей формуле:
/=^ (5)
где В - внутренний диаметр трубопровода, 5 - толщина стенки трубы. Удельный вес трубопровода можно посчитать по следующей формуле:
q = пйбр • 1м (6) н
где р - удельный вес стали (78000 т^ ).
Таким образом, для газопровода диаметром 1420 мм с толщиной стенки 16,5 мм значения момента инерции и удельного веса будут следующими:
I = 0.0179 м4
н
q = 5764.67 т
Глубина траншеи (йт) принимается равной 2,4 м, так как над уложенным трубопроводом должен быть как минимум метр грунта. Итак, с учетом выбранных/ посчитанных значений q, Е, I и кт полученное выше решение в размерном виде будет выглядеть следующим образом: 10 = 83,54 м 11 = 97,75 м
12 = 111,75 м
13 = 126,16 м
К = 2,015 • 105Н * 105Н ; 105Н ;
14 = 186,71 м
20 кТ : 20 кТ
20 кт
< 13 КТ
К2 = 2,015 К3 = 2,015 К4 = 1,282 • 105Н ;
КА = 2 • 105Н
Выражения для высот трубопровода в точках подъема выводятся из дифференциального уравнения упругой линии:
у. _ 1 г^А г0
1 ~ еЛ 6 24
Кп=±-1&а!¥+
(7)
+ 6 24 т = 2,3,4
Вычислим высоты для решенной выше задачи:
И1 = 2,1 м И3 = 2,8 м
И2 = 2,57 м И4 = 2,8 м
Найдены все параметры технологической схемы демонтажа газопровода. Для оценки напряжений изгиба, действующих в трубопроводе, при использовании данной схемы демонтажа необходимо знать значения изгибающих
ЛЛногофункциональный регистратор
Решение задач
■ учёт наработки оборудования - журнал работы персонала
* оценка энергоэффективноети
* статистика использования
* Показатели По сиенам
ПрН&Ор ДАН СбврО Дол НЫЛ 01 ДоТЧнКОО с дискретным выходам, име<м йстроенный НЕЕ- сервер, ЦБ-4В&, счн1«вотель
бесконтактных к *рт, х роноло г и че с * я й
журнал, корпус 1Р&5.
Выполняет ЗЗДАЧН .16 Т опорного СЙОрг! И
предоставления информации и УСПД.
От ДАТЧИКОВ
* счётчиков рвСХОДа
* электросчётчиков
- сухих кактактов
* инлуччионны*
- оптических ' [ЧйГНИТНЫХ
* реле тока
Поддержка
счёт нмпульсон счёт времени расчет оборотов модем 6неконтактные карты КЕЯ-интерфейс овторн^ацнА доступа
т Ы • • н Ь1 II
Разработка, производства, кастомизация.
ЗАО «тигра»
г. Москва, ул. Ташкентская, д. 9 +7 (495] 558*419
5Д1Е5^Т16ИД-£LECTRDNIC.COM
WWW.NEFTEGAS.INFO
TIGRA-ELECTRONIC.COM
Трубоукладчик № 2 Трубоукладчик № 3
Трубоукладчик № 4
Рис. 3. Технологические параметры демонтажа газопровода 1420 х 16,5 мм
моментов, действующих в сечениях газопровода. Из [1, 2] известно, что графически зависимость изгибающего момента от координаты в общем виде представлена на рисунке 2.
Таким образом, наиболее опасными с точки зрения возможных изломов трубопровода (т.е. максимального напряжения, действующего в трубопроводе) являются точки подъема трубопровода, а также точка между точками 0 и 1Х, в которой функцияМ(х) достигает своего максимума. Выпишем выражения для моментов в точках подъема:
м1 = ма0) = дл-5г (9)
Мщ М(1т-1) ^А^т—1 "I"
+ ^11^(гт-1-^-1)-я%1'(10)
т — 2,3,4
Далее найдем точку х0 между 0 и 11, в которой функцияМ(х) достигает своего максимума:
М(х) = НАх-?у (11)
М\х0) = ЯА-ях0 = 0 (12)
Х„=^ (13)
М,: = МЫ = Кл!*-!$ = !1 (I4)
Вычислим значения моментов для указанных выше точек поднимаемого газопровода, учитывая определенные ранее
значения технологических параметров схемы демонтажа:
М1 = -3,09 • 106 Н • м М2 = -4,69 • 106 Н • м М3 = -4,57 • 106 Н • м М4 = -2,74 • 106 Н • м Мх = 3,53 • 106 Н • м
Максимальным по модулю является момент во второй точке поднимаемого трубопровода. Вычислим напряжение в этой точке:
_ м* и т °изг — (15)
где Ш - момент сопротивления трубы;
ш = тг£^£ (16)
4
где В - внешний диаметр трубопровода.
Для описываемого случая:
Ш = 0,026 м3 Н
стизг = 179,5 • 106 т^ = 179,5 МПа
Анализ результатов расчета показывает, что общая длина поднимаемого газопровода D 1420 х 16,5 мм составляет 186,7 м. При этом первый по ходу колонны трубоукладчик должен поддерживать газопровод над траншеей, второй может поддерживать газопровод как над траншеей, так и над строительной полосой, в зависимости от положения упруго изгибаемого газопровода, третий и четвертый трубо-
укладчики поддерживают газопровод над строительной полосой. Максимальные изгибные напряжения для рассчитанной схемы демонтажа составляют 180 МПа.
Напряжения от изгиба газопровода в горизонтальной плоскости увеличивают суммарные напряжения на 3-5%. Кроме того, на газопровод действуют динамические нагрузки, составляющие около 25% от статических нагрузок.
С учетом вышеизложенного суммарные нагрузки, действующие на газопровод при демонтаже, при соблюдении технологических параметров расчетной схемы составляют 227,5 МПа. Это позволяет сделать вывод о том, что при соблюдении разработанной технологии будет обеспечена сохранность газопровода при демонтаже.
На первые три трубоукладчика действуют большие нагрузки, чем на четвертый. Кроме того, вылет стрел для поддержания газопровода у первых трех трубоукладчиков больше, чем у четвертого. С определенным запасом можно рекомендовать использовать в трех первых точках подъема трубоукладчики марки D355C, а в последней точке, геометрические параметры которой представлены на рисунке 3, - D155C.
ЛИТЕРАТУРА
1. Березин В.Л., Телегин Л.Г., Аникин Е.А. Методические указания по расчету трубопроводов на прочность при строительстве. - М., 1974.
2. Халлыев Н.Х., Будзуляк Б.В., Алимов С.В., Тютьнев А.М. Комплексная механизация капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. - М.: Недра, 2010.
Operation and maintenance of pipelines
Determination of process parameters for gas pipeline dismantling
E.I. Veliyulin, Krasnodargazstroy LLC; A.M. Mitrokhin, I.M. Gubkin State Russian University of Oil and Gas; A.D. Reshetnikov, Orgenergogas LLC When removing gas pipeline for preparation and factory re-insulation the most effective way to remove it is stripping above the pipe and slight cutting of it from side generatrices. After that the pipeline section is opened, cut into pipes sections, under which trolley pipe holders are put, and removing (using required number of pipe handlers) stepwise and gas pipeline section installation on benching are done. With this method of removal earthworks volumes regarding pipeline opening, as well as the cost parameters are significantly reduced.
References:
1. Berezin V.L., Telegin L.G., Anikin E.A. Metodicheskie ukazaniya po raschetu truboprovodov na prochnost' pri stroitel'stve (Procedural guidelines for pipeline strength calculation during construction). - Moscow, 1974.
2. KhaUyev N.Kh., Budzulyak B.V., Alimov S.V., Tyut'nev A.M. Kompleksnaya mekhanizatsiya kapital'nogo remonta lineinoy chasti magistral'nykh gazoprovodov (Comprehensive mechanization of linear part overhaul of main gas pipelines). - Moscow: Nedra, 2010.
102 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 6 \\ июнь \ 201 3
Ощутите прогресс
Преимущества трубоукладчиков ЫеЬНегг:
■ Мощная бесступенчатая гидростат и чесиан трансмиссия
К Кабина повышенной комфортности и управление па средство ц джойстиков
■ Высоким отклик и точная работа гидравлики
■ Безопасность: защита кабины от опрокидывания а серийном комплектации
ЛИЕХЛР^-РУСЛЙЛД ООО
Р4. РЙ1&49. Ыюн*. у.+ 14 Б^Мш^чяН §
Ш1 . С4№ 714 *3 V*. #м«: 71» 91 «6 - ДО» па и ти «ж- По и н 1.*Ш 443 Ы 10. «не 448 Й4 11 [Ж21 ЛИК.«ж: 24 И« г+п гма» ш »». «ж: **» и %г
т*л 1МЗцгМ 1&4Й.«*«:2:М1Й*1 Г*п гимг! Н ^ ». 14 *4 М
ЯП [4*1*1 Я 9»4К «*«; М » «
■ ДОГС-Д 1АШИ1П
Е-нмч! ь46б».Ьи'*1У*е1г.<вЛ1 тт ** щ « фА-тдот / I *(шрй*ч
ж* ш. 11 щ №Ь»ГГ.»^
Группа компаний
