1.5. Обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом
advertisement
ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УФА» На правах рукописи УСМАНОВ РУСТЕМ РИНАТОВИЧ РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель доктор технических наук Аскаров Роберт Марагимович Уфа 2014 2 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................... 1. ОБЗОР СПОСОБОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ………………………….. 1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов………………………………………………………… 1.2. Расчеты НДС при ремонте магистральных трубопроводов……… 1.2.1. Расчеты НДС при ремонте нефтепроводов……………………….. 1.2.2. Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации…………………………………………………………. 1.2.3. Характеристика методик расчета НДС при капитальном ремонте газопроводов………………………………………………………… 1.3. Характеристика правил капитального ремонта газопроводов…… 1.4. Характеристика грузоподъемных средств, применяемых при капитальном ремонте…………………………………………… 1.4.1. Характеристика трубоукладчиков при строительстве и ремонте трубопроводов………………………………………….. 1.5. Обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом…………….. Выводы по главе 1………………………………………………………… 2. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ…………………………………………………………… 2.1. Системный анализ технологии переизоляции…………………….. 2.2. Анализ существующих и предлагаемой технологических схем…. 2.2.1. Влияние основных факторов на выбор технологической схемы переизоляции…………………………………………………………. 2.2.2. Общая характеристика технологической схемы переизоляции газопроводов с подъемом в траншее……………………………….. 2.3. Сравнительный анализ трудоемкости земляных работ, проводимых по существующим и предлагаемой технологическим схемам………………………………………………………………… 2.4. Разработка методики расчета НДС………………………………….. 2.4.1. Постановка задачи…………………………………………………… 2.4.2. Исследование НДС при переизоляции газопроводов в траншее….. Выводы по главе 2…………………………………………………………… 5 8 11 14 15 19 21 22 26 26 33 37 38 38 40 41 44 45 50 50 53 59 3 3. ИССЛЕДОВАНИЯ НДС ПРИ РЕМОНТЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ……….. 3.1. Исследование НДС при переизоляции газопроводов с подъемом на берму траншеи……………………………………………………. 3.2. Обоснование предлагаемой технологии переизоляции газопроводов с подъемом в траншее……………………………….. 3.2.1. Исследование НДС технологической схемы с подъемом в траншее и предварительной очисткой трубопровода……………………….. 3.2.2. Исследование влияния диаметра трубопровода и числа трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка………………. 3.2.3. Исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка……………….. 3.2.4. Исследование влияния расстояния между трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка…………………………………… 3.2.5. Исследование влияния уклона ремонтируемого участка на НДС… 3.2.6. Исследование влияния конструкции опорного устройства на крюках трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка…… 3.2.7. Исследование влияния перемещения изоляционной машины…….. 3.3. Исследование влияния отклонений от принятой схемы ремонта на НДС ремонтируемого участка…………………………………… 3.3.1. Исследование влияния отказа одного из трубоукладчиков……….. 3.3.1.1. Отказ крайнего трубоукладчика…………………………………… 3.3.1.2. Отказ 2-ого от края трубоукладчика……………………………….. 3.3.1.3. Отказ среднего трубоукладчика…………………………………… 3.3.1.4. Отказ нескольких трубоукладчиков……………………………… 3.3.2. Исследование влияния изменения высотного положения одного из трубоукладчиков………………………………………………….. 3.3.2.1. Наезд на препятствие 1-ого (по ходу движения) трубоукладчика…………………………………………………… 3.3.2.2. Наезд на препятствие 2-ого трубоукладчика……………………. 3.3.2.3. Наезд на препятствие среднего трубоукладчика……………….. Выводы по главе 3…………………………………………………………… 4. ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ………. 4.1. Экспериментальная проверка основных положений методики расчета………………………………………………………………… 4.1.1. Применяемое оборудование…………………………………………. 61 61 71 72 75 82 86 89 92 95 97 97 97 98 99 100 101 101 102 103 104 108 108 109 4 4.1.2. Сравнение экспериментальных данных с расчетными результатами…………………………………………………………... 4.2. Ремонт газопроводов в зимних условиях…………………………… 4.3. Объемы переизоляции………………………………………………... 4.4. Экономический расчет………………………………………………. 4.5. Расчет экономического эффекта по ООО «Газпром трансгаз Уфа».. Выводы по главе 4…………………………………………………………. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ…………………………………………………… БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………………………. ПРИЛОЖЕНИЕ 1 СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» …………………………. Приложение 2 Справка об экономическом эффекте от внедрения технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее……………………………………………………….. 109 112 114 116 117 121 122 124 137 140 5 ВВЕДЕНИЕ Актуальность темы исследований Основные цели, задачи и приоритеты развития газовой промышленности определены Энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной Правительством РФ в 2003 году. Согласно данной Стратегии и в соответствии с концепцией ОАО «Газпром», надежность газопроводов обеспечивается в основном за счет диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов газотранспортной системы. Основным масштабным способом повышения надежности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) является своевременное и качественное проведение капитального ремонта, в т.ч. с заменой изоляционного покрытия и восстановлением (заменой) трубы. В свое время при их строительстве в 50…80-ые годы прошлого века практически все газопроводы больших диаметров были изолированы пленочным изоляционным покрытием трассового нанесения, срок эффективной защиты которого составляет не более 10 лет. С целью повышения надежности линейной части магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» с 2004 года принята Программа их капитального ремонта (переизоляция). Рекомендованные нормативными документами схемы капитального ремонта (переизоляции) не в полной мере отвечают современным требованиям по трудоемкости, качеству ремонтных работ и применяемому оборудованию. Поэтому разработка и внедрение современной технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов больших диаметров, обеспечивающей не только качество ремонтных работ, но и способствующей повышению производительности, являются актуальными для газотранспортной отрасли. Цель работы повышение производительности капитального ремонта (переизоляции) магистральных газопроводов больших диаметров разработкой и внедрением технологии их ремонта с подъемом в траншее. 6 Основные задачи работы: 1. Обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров; 2. Разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) участка газопровода для трех технологических схем ремонта: в траншее, с подъемом на берму траншеи (нормативных), с подъемом в траншее (предлагаемой); 3. Исследование НДС участка газопровода при его ремонте с подъемом в траншее с определением оптимальных параметров ремонта, в том числе с учетом возможных форс-мажорных обстоятельств; 4. Экспериментальная проверка достоверности разработанной методики расчета НДС в трассовых условиях; 5. Обоснование, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможности капитального ремонта газопроводов больших диаметров при отрицательной температуре (до минус 30 оС и ниже); 6. Внедрение технологии капитального ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее. Методы решения поставленных задач Методика расчета НДС разработана с использованием методов математического анализа и строительной механики. Исследования выполнены в соответствии с общепринятыми рекомендациями по обработке результатов экспериментов. Достоверность экспериментальными методики исследованиями на расчета НДС действующем подтверждена газопроводе в трассовых условиях. Расчет экономической эффективности проведен по методике ОАО «Газпром». Научная новизна: установлено, что при ремонте газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений, что исключает их разрушение и повреждение; 7 доказана, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможность ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в зимних условиях (при отрицательной температуре до минус 30 оС и ниже). На защиту выносятся: - обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров; - обоснование надежности технологии ремонта газопроводов с подъемом в траншее. Например, в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств (отказ трубоукладчиков, наезд на препятствие и т.п.) напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений; - доказательство возможности ремонта газопроводов по технологии с подъемом в траншее при отрицательной температуре (минус 30 оС и ниже). Практическая значимость и реализация результатов работы В результате проведенных исследований разработана технология ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее, что позволило внедрить ее в ООО «Газпром трансгаз Уфа» и ОАО «Газпром». Внедрение этой технологии в ООО «Газпром трансгаз Уфа» позволило получить экономический эффект более 1 млрд рублей. Технология ремонта газопроводов с подъемом в траншее внесена, в качестве дополнения, в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов». Апробация работы Основные положения и результаты работы докладывались на: – 3-ей Международной конференции «Обслуживание и ремонт «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2006» (г. Сочи, 2006); – 4-ой Международной конференции газонефтепроводов 2008» (г. Новороссийск, 2008); – научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013); ХIII Всероссийской научно-практической «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2013). конференции 8 1. ОБЗОР СПОСОБОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ Газотранспортная система, протяженность которой около 160 тыс. км, занимает особое место в решении стратегических задач ОАО «Газпром». Это связано с надежностью и безопасностью газотранспортной системы, эксплуатируемой в различных природно-климатических условиях Российской Федерации. Принципиальная схема обеспечения эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов приведена на рисунке 1.1. Схема в целом передает комплекс мероприятий, которые находятся во взаимосвязи и взаимозависимости; своевременное и качественное их выполнение позволяет продлить гарантированный срок службы ЛЧ МГ [85]. Определение технического состояния газопровода осуществляется на базе технического диагностирования [52, 70]. Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяются следующие основные виды диагностирования: – внутритрубное диагностирование, предназначенное для обнаружения дефектов в теле трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позиционирования [30, 70, 75]; – наземные обследования с применением транспортных средств, экскавации газопроводов (шурфования), пешие обходы, специальные обследования [65]; – обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем [65]; – обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок; – другие виды обследований. В качестве основных методов неразрушающего контроля используются: – акустические; – магнитные; – оптические; Рисунок 1.1 Принципиальная схема эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ 9 10 – электромагнитные; – электрометрические; – радиографические; – тензометрические; – аэрокосмические; – геодезические (геодезическое позиционирование); – другие методы неразрушающего контроля. Основным методом диагностики трубопроводов в настоящее время является внутритрубная диагностика (ВТД), которая позволяет определять основные типы дефектов. Высокая чувствительность этого метода диагностики позволяет с достаточно высокой степенью точности определить техническое состояние трубопровода и на этом основании назначать способы ремонта, его сроки. Значительный вклад в разработку и развитие технологии капитального ремонта линейной части, а также расчетов его напряженно-деформированного состояния внесли отечественные ученые: Азметов Х.А., Айнбиндер А.Б., Аскаров Р.М., Березин В.Л., Бородавкин П.П., Быков Л.И., Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М., Зарипов Р.М., Коробков Г.Е., Митрохин М.Ю., Мустафин Ф.М., Ращепкин К.Е., Халлыев Н.Х., Харионовский В.В., Шаммазов А.М. и др. [1 3, 6 10, 12, 14, 15, 17, 20 26, 34 37, 45 51, 84 89]. Решение о необходимости ремонта ЛЧ МГ принимается на основании анализа и оценки технического состояния газопровода, учитывающей: – результаты осмотров и диагностических обследований; – отказы за период эксплуатации участка газопровода и т.п. Ремонтные работы выполняются: – с выводом участка газопровода из работы (с отключением участка от действующего МГ); – с понижением, при необходимости, давлений до значений в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-116-2007 [64]. 11 Согласно ГОСТ 18332-78 для подземных трубопроводов предусмотрены следующие виды капитального ремонта: – с заменой изоляционного покрытия; – с заменой изоляционного покрытия и восстановлением стенки трубы; – с заменой участка (труб). 1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов Средний срок службы эксплуатируемых в настоящее время магистральных газопроводов более 30 лет. Технические и технологические условия их строительства и эксплуатации требуют особого внимания и повышения эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ. Кроме того, подземные трубопроводы подвержены воздействию как внутреннего фактора со стороны транспортируемого продукта, так и интенсивному воздействию внешних факторов, что в итоге приводит к старению и износу металла труб, их изоляционного покрытия и других составляющих [85]. Отказы на магистральных газопроводах со значительным сроком эксплуатации в основном связаны с коррозией металла труб по причине выхода из строя изоляционных покрытий, выполненных при строительстве с применением пленок холодного нанесения и битумно-резиновых мастик. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что указанные покрытия через 10 лет эксплуатации теряют свои защитные свойства и требуют замены [4, 59, 61, 63, 73, 85]. Основные причины отказов на газопроводах приведены на рисунке 1.2. Из приведенных данных следует, что около половины всех отказов происходит из-за наружной коррозии; большая часть из этой категории в последние годы – по причине коррозионного разрушения труб под напряжением (КРН) [5, 17, 29, 85, 98 – 100]. В особенности КРН подвержены газопроводы больших диаметров (1020, 1220 и 1420 мм) [31, 57]. 12 Строительные дефекты 21% Дефект труб 9% Стихийное бедствие 5% Дефект соединительных деталей трубопрводов 1% Дефект оборудования зоводствкой поставки Наружная коррозия 2% 48% Повреждение при эксплуатации 6% Прочие причины 8% Рисунок 1.2 Основные причины отказов на газопроводе Обеспечение надежности ЛЧ МГ проводится системой мероприятий, включающей: – эксплуатацию по техническому состоянию; – капитальный ремонт протяженных участков. Эксплуатация по техническому состоянию основана на данных диагностики, когда по ее результатам устраняются потенциально опасные дефекты [74]. Капитальный ремонт обеспечивает надежность значительного по протяженности участка трубопровода, например участка газопровода между кранами. Системные мероприятия по сокращению количества отказов на ЛЧ МГ приведены на рисунке 1.3 [85]. 13 Из рисунка 1.3 видно, что в масштабах ОАО «Газпром» обеспечение объемов диагностики ВТД порядка 16…20 тыс. км/год, а главное увеличение, начиная с 2001 года, объемов капитального ремонта с 500 до 3000 км/год позволило достигнуть приемлемого, общемирового уровня надежности. Число отказов ЛЧ МГ 0,1 год/1000 км. 0,26 2597 2696 0,24 0,22 0,21 0,21 16,1 14,2 11,5 12,1 20,0 0,18 16,5 0,16 12,7 1370 1986 1648 16,3 16,9 17,2 0,14 1356 0,10 0,11 1032 544.7 589.4 401.3 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1 – объемы капитального ремонта, км; 2 – объемы дефектоскопии, тыс. км; 3 – динамика, общее количество аварий в год/1000 км Рисунок 1.3 Система мероприятий по сокращению количества отказов на ЛЧ МГ Основными мероприятиями для поддержания надежного и безопасного состояния ЛЧ МГ являются: – соблюдение правил и требований технической эксплуатации [65]; – своевременное проведение комплексной технической диагностики [66 69]; – своевременное проведение профилактических мероприятий; – своевременное проведение капитального ремонта [53]. 14 Таким образом, техническое состояние ЛЧ МГ определяется по данным диагностических обследований [29, 30]. При этом наиболее потенциально опасные дефекты устраняются профилактическими мероприятиями (идентификацией, выявленных дефектов в шурфах) [60], а надежность участка в целом (например участка между кранами) поддерживается и повышается за счет проведения капитального ремонта. В ОАО «Газпром» надежность ЛЧ МГ обеспечивается комплексом мероприятий, важнейшим из которых является капитальный ремонт. Широко применяемая в настоящее время масштабная переизоляция магистральных газопроводов является совершенно необходимой мерой по обеспечению надежности и продлению срока службы Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Общеизвестно, что эта необходимость обусловлена низким качеством сооружения газопроводов в прошлом веке, в частности применением в 1970-80-ых гг. защитных покрытий на основе липких лент трассового нанесения, когда ежегодно вводилось по несколько тысяч километров газопроводов [59]. К настоящему времени эти покрытия полностью утратили свои защитные функции. 1.2. Расчеты НДС при ремонте магистральных трубопроводов Нефтепроводы построены значительно раньше газопроводов, соответственно и их ремонт потребовался раньше. Первый опыт их ремонта относится к 60-ым годам прошлого столетия. Основное внимание при обосновании технологии ремонта было направлено на разработку технологии и технических средств капитального ремонта линейной части магистральных трубопроводов без остановки перекачки, а также на исследования НДС при выполнении подъемно-очистных, изоляционно-укладочных работ. Потребность в капитальном ремонте газопроводов проявилась позже, чем нефтепроводов, на 10…20 лет, поэтому опыт ремонта нефтепроводов был использован и в газотранспортной отрасли. 15 1.2.1. Расчеты НДС при ремонте нефтепроводов Диаметры нефтепроводов, на которых отрабатывалась технология капитального ремонта, по современным понятиям были относительно небольшими (200…500 мм), в качестве основной технологической схемы ремонта была принята схема с подъемом «бесконечной» трубной плети 3-мя трубоукладчиками. Основы первой методики расчета НДС изложены в работе [7]. В отличие от строительства нефтепровода, когда в траншею с бермы траншеи укладывается незаполненная трубная плеть, ремонтные работы проводятся без остановки перекачки. Это означает, что технологические параметры ремонтной колонны должны обеспечить расчетные напряжения в трубопроводе, не превышающие установленные нормативами. При этом следует отметить, что трубопровод, заполненный нефтью, значительно тяжелее пустого, что влияет не только на НДС участка, но и на усилие подъема трубной плети, а значит на технические характеристики трубоукладчика. Подъем плети трубопровода тремя трубоукладчиками Ставится задача найти зависимости для определения технологических параметров ремонтной подвижной колонны при подъеме трубопровода тремя трубоукладчиками. Расчетная схема показана на рисунке 1.4. Длина приподнимаемой части трубопровода разделена на четыре участка (I – IV), где q – распределенная нагрузка; lо – расстояние между трубоукладчиками; Р – усилие подъема; h – высота подъема. qx 4 ; 24 I участок Ф1 ( х ) II участок qx 4 P1 ( x a) 3 Ф2 ( х ) ; 24 6 III участок – IV участок – Ф3 ( х) qx 4 P1 ( x a) 3 Р2 ( х b) 3 ; 24 6 6 qx 4 P1 ( x a) 3 Р2 ( х b) 3 P3 ( x c) 3 Ф4 ( х ) . 24 6 6 6 (1.1) (1.2) (1.3) (1.4) 16 Рисунок 1.4 Расчетная схема подъема трубопровода тремя трубоукладчиками Исследование проводится при выполнении следующих условий: – для равномерной загрузки трубоукладчиков усилия на крюках задаются одинаковыми, т.е. Р1 Р2 Р3 Р . Для обеспечения симметричности нагрузок (1.5) расстояния между трубоукладчиками принимаются равными длинам крайних участков пролетов для поднятого трубопровода, т.е. l0 = a = c, тогда длина l всего приподнятого участка трубопровода составит 4l0. Функция нагрузки Ф(х) при принятых условиях запишется в виде: I участок: qx 4 ; 24 (1.6) qx 4 P1 ( x l 0 ) 3 ; 24 6 (1.7) Ф1 ( х) II участок: Ф2 ( х) 17 III участок: qx 4 P1 ( x l 0 ) 3 Р2 ( х 2l 0 ) 3 Ф3 ( х) ; 24 6 6 (1.8) IV участок: Ф4 ( х ) qx 4 P1 ( x l 0 ) 3 Р2 ( х 2l 0 ) 3 P3 ( x 3l 0 ) 3 . 24 6 6 6 (1.9) В таблице 1.1 приведены схемы подъема для различных вариантов подъемных средств и основные параметры ремонтной колонны к каждой из схем. Здесь lо – расстояние между трубоукладчиками; Р – усилие подъема; h – высота подъема; М – изгибающие моменты в сечениях под крюками трубоукладчиков; max – максимальные изгибные напряжения. Параметры рассчитываются применительно к симметричной схеме и основаны на равенстве расстояний между трубоукладчиками lо и величин усилий подъема Р. Расчет по этим критериям показывает, что для диаметра Ду = 700 мм оптимальное расстояние lо700 = 19,1 м при величине Р700 = 3,51 тс. Трубоукладчики такую грузоподъемность обеспечат. Даже для подъема трубопровода с нефтью потребуется усилие величиной 10,3 тс. Проведем аналогичный расчет применительно к трубопроводу диаметром 1420 х 16,5 мм: lо = 26,9 м, Р = 16,7 тс. Такую грузоподъемность при определенных условиях могут обеспечить современные зарубежные трубоукладчики Комацу-Д85С или Катерпиллер572G. Примечание: h1, h2, h3, h4, h5, hmax, M1, M2, M3, M4, M5, Mmax – высоты подъема, см, и изгибающие моменты, кг/см, в соответствующих сечениях под крюками трубоукладчиков; l0, P, W, max – расстояние между трубоукладчиками, см; усилие на крюке трубоукладчика, кг; момент сопротивления, см3; максимальное напряжение от изгиба, кг/см2. Рисунок 1.1 – Формулы для определения напряженного состояния трубопровода при его подъеме 18 19 Из проведенного анализа методики расчета НДС при ремонте нефтепроводов с подъемом в траншее следует, что: – обязательное требование симметричности схемы подъема при практической работе ремонтной колонны можно обеспечить только теоретически; – из-за симметричности схемы подъема в методике много допущений равенства (высоты подъема, усилий подъема, изгибных напряжений, расстояний между трубоукладчиками, в особенности вызывает сомнение равенство участка между трубоукладчиками и участком от крайнего трубоукладчика до опоры плети на грунт). В трассовых условиях обеспечить выполнение таких условий не представляется возможным, а исследования, отражающие какие-либо отступления от симметричности, применительно к рассмотренной методике нам не известны. 1.2.2. Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации Последний нормативный документ в нефтепроводной отрасли, регламентирующий расчеты технологических параметров ремонтной колонны [4], дополняет методику расчета НДС п. 1.1. Описанная ранее методика показывает общий подход к расчету НДС. Рассчитанные согласно [55] параметры для работы в равнинных условиях приведены в таблице 1.2. Анализ данных таблицы 1.2 показывает, что параметры ремонтной колонны более конкретизированы. Схема с использованием трех трубоукладчиков рекомендуется для нефтепроводов Ду до 400 мм. Начиная с 530 до 720 мм рекомендуется четыре трубоукладчика. Учтены нагрузка от веса ремонтных машин (очистной и изоляционной), расстояние от ремонтной машины до трубоукладчика. 20 Таблица 1.2 – Технологические параметры и расчетные величины усилия подъема трубопровода Схема подъема и расстановки ремонтных машин Диаметр трубопровода и толщ. стенки, мм D/ 219 х 5 Число трубоукладчиков, шт Масса ремонтной машины, кН n 3 Q 10 h1 0,63 h2 1,01 273 х 5 3 10 0,77 1,20 4 14 325 х 5 3 10 0,73 1,11 4 377 х 7 3 15 0,70 1,03 426 х 7 3 15 0,68 530 х 8 4 20 630 х 8 4 720 х 9 4 Высота подъема трубопровода, м Рассто- Расстояние до яние ремонт- между ной ма- трубошины, укладчим ками, м a l 4 13 Длина приподнятого участка, м L 59 Усилия подъема трубопровода, кН P1 19,9 P2 8 67 25,6 12 15 72 33,1 17 4 16 77 51,4 25 1,01 4 17 82 62,1 33 0,66 1,17 4 20 112 97,2 60 20 0,65 1,10 4 20 115 129,0 80 20 0,63 1,02 4 20 118 174,0 100 Кроме того, здесь не соблюдается условие равенства участков между трубоукладчиками и участков за трубоукладчиками, что более объективно отражает картину НДС. Для каждой схемы с увеличением диаметра увеличивается расстояние между трубоукладчиками, что объясняется увеличением жесткости трубопровода EJ. Длина выступающих частей ремонтных машин (очистной, изоляционной) составляет около 0,5 м, высота подъема у крайних трубоукладчиков 0,63 м, т.е. для изменения вертикальной составляющей остается около 0,1 м. Расчетное расстояние от оси ремонтной машины до оси стрелы трубоукладчика, согласно табличным данным, составляет 4,0 м. Это означает, что при увеличении этого расстояния ремонтные машины будут задевать дно траншеи. С этой точки зрения рассмотрим рабочий ход ремонтной колонны до технологической остановки, трубоукладчиков при которая остановленных производится ремонтных для перемещения машинах, заправке изоляционной машины шпулями с изоляционной лентой и т.п., что в конечном итоге характеризует производительность ремонтной колонны. Расчет передвижения колонны производится по формуле: 21 Lход = Lиз/2 + Lтр/2 + Lзазор, где (1.10) Lиз – длина изоляционной (очистной) машины, м; Lтр – длина троллейной подвески, м; Lзазор – технологический зазор между изоляционной машиной и троллейной подвеской, Lзазор = 0,25 м. С учетом размеров троллейной подвески 1,0 м и очистной (изоляционной) машины 2,0 м фактический ход этих машин не может быть более 2,2 м. Соответственно и одноразовый ход ремонтной колонны до следующей технологической остановки составит такую же величину. Анализ данных таблицы 1.2 показывает, что заложенные в ней параметры приближены к фактическому исполнению, но строгое требование симметричности при проведении ремонта остается. Кроме того, согласно [55] ремонт нефтепроводов диаметрами 720…1220 мм проводится без подъема, а с подкопом и поддержанием трубопровода грузоподъемными механизмами. Поддержание подкопанного участка нефтепровода рекомендуется выполнять трубоукладчиками, опорами-крепями или пневмоподъемниками. Параметры определяются согласно [55]. 1.2.3. Характеристика методик расчета НДС при капитальном ремонте газопроводов В 60 – 70-ых годах прошлого века возникла необходимость в проведении капитального ремонта газопроводов диаметрами Ду 200….700 мм, построенных в 40 50-ых годах. Ввиду высокой опасности работы с природным газом под высоким давлением капитальный ремонт проводится с остановкой транспорта газа. Это положение сохраняется до настоящего времени. И в качестве основной технологической схемы ремонта, включая расчеты НДС, в тот период приняты способы, аналогичные применяемым при строительстве трубопроводов. Принята схема капитального ремонта со вскрытием и переносом на бровку траншеи. Поэтому была использована расчетная схема, применяемая 22 при строительстве трубопроводов (нефтепроводов, газопроводов). Специальные методики расчета НДС, учитывающие наличие продукта, например такие, как у нефтепроводчиков, не применялись. Газопроводы больших диаметров были построены в 70 80-ых годах ХХ века, и потребность в их ремонте проявилась к 2000 годам. нормативной базы для программы переизоляции были В качестве разработаны «Правила…» [69]. В этом документе проявились подходы, заимствованные у нефтепроводчиков, применительно к трубопроводам больших диаметров. Поэтому была рекомендована технологическая схема ремонта с сохранением положения (с подкопом). В Правилах капитального ремонта магистральных нефтепроводов [55] применительно к большим диаметрам (720…1420 мм) рекомендована вышеуказанная схема с подкопом. 1.3. Характеристика правил капитального ремонта газопроводов С целью повышения надежности ЛЧ МГ в ОАО «Газпром» была разработана и внедрена Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на 2004 2010 и 2011 2016 годы [11]. Нормативной базой к указанной Программе явились «Правила…» [69]. Согласно [69] предусмотрены следующие методы производства ремонтных работ: I метод – ремонт газопровода методом сплошной переизоляции. Может осуществляться в траншее (рисунок 1.5) или с подъемом на берму траншеи (рисунок 1.6); II метод – замена участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем старого, который производится, как правило, с предварительной параллельной прокладкой нового участка; III метод – выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным диагностики. Ремонт газопровода по I методу технологической последовательности: осуществляется в следующей 23 – уточнение оси газопровода; – снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка трассы в зоне действия ремонтно-строительного потока; – вскрытие газопровода; – удаление старой изоляции с поверхности участка газопровода; – отбраковка труб (определение мест расположения, типа и параметров дефектов труб и сварных соединений) и, при необходимости, их ремонт или замена; – подготовка поверхности участка газопровода перед нанесением нового изоляционного покрытия; – нанесение грунтовки; – нанесение нового изоляционного покрытия; – укладка газопровода на дно траншеи, балластировка газопровода (при необходимости). Технология производства засыпки отремонтированного газопровода: – восстановление средств ЭХЗ (КИП, анодные заземления и т.д.) и знаков закрепления трассы; – техническая рекультивация плодородного слоя почвы. Строительные работы по II методу аналогичны технологии строительства нового газопровода. Ремонт газопровода по III методу выполняется в соответствии с [69]. Действующие «Правила…» [69] применительно к технологии переизоляции газопроводов предписывают использовать две технологические схемы: № 1 в траншее с подкопом и поддержанием трубоукладчиками, укладкой на инвентарные опоры (рисунок 1.5); № 2 с подъемом на берму траншеи и укладкой на инвентарные опоры (рисунок 1.6). Других способов капитального ремонта магистральных газопроводов не рекомендовано. Рисунок 1.5 – Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода в траншее 1 – бульдозер; 2 – вскрышной экскаватор; 3 – подкапывающая машина; 4 – трубопровод; 5 – трубоукладчики; 6 – машина предварительной очистки; 7 – электростанции; 8 – пост отбраковки труб; 9 – сварочный пост; 10 – лаборатория контроля качества сварных соединений; 11 – инвентарные опоры; 12 – машина окончательной очистки; 13 – оборудование подогрева трубопровода; 14 – грунтовочная машина; 15 – изоляционная машина; 16 – лаборатория контроля качества изоляционного покрытия; 17 – машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод; 18 – экскаватор засыпки 24 Рисунок 1.6 – Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода на берме траншеи 1 – бульдозер; 2 – вскрышной экскаватор; 3 – трубопровод; 4 – трубоукладчики; 5 – электростанции; 6 – машина предварительной очистки; 7 – пост отбраковки труб; 8 – сварочный пост; 9 – лаборатории контроля качества сварных соединений; 10 – инвентарные опоры; 11 – машина окончательной очистки; 12 – оборудование подогрева трубопровода; 13 – грунтовочная машина; 14 – изоляционная машина; 15 – лаборатория контроля качества изоляционного покрытия; 16 – экскаватор засыпки 25 26 1.4. Характеристика грузоподъемных средств, применяемых при капитальном ремонте Всякая технология может быть реализована при наличии соответствующих этой технологии технических средств. В предыдущей главе в числе расчетных параметров помимо высоты подъема и изгибных напряжений рассматривались перерезывающие силы, которые указывают на расчетную величину подъемного усилия. Величина подъемного усилия может быть сдерживающим фактором теоретически обоснованной технологии ремонта, связанной с подъемными операциями. Основным техническим средством для производства подъемных операций при работе с трубопроводами являются трубоукладчики. Создавались они применительно к строительству, однако со временем, с развитием ремонта, их стали использовать и для ремонтных работ на трубопроводах, так как потребность в грузоподъемных средствах там имеется в неменьшей степени. Применительно к капитальному ремонту трубопроводов использование трубоукладчиков имеет свою специфику. 1.4.1. Характеристика трубоукладчиков при строительстве и ремонте трубопроводов В технические характеристики трубоукладчиков входят максимальная грузоподъемность, момент грузовой устойчивости, вылет стрелы и другие параметры. Рассмотрим особенности использования трубоукладчиков по этим основным параметрам. Трубоукладчики конструктивно изготавливаются только на гусеничном ходу, при этом стрела относительно оси трубоукладчика не имеет возможности поворота. Все операции, связанные с поворотом стрелы, осуществляются за счет разворота гусеничной пары, что существенно ограничивает их маневренность, но работа с таким протяженным объектом, как трубопровод, не требует постоянных поворотов стрелы. 27 Стрела трубоукладчика имеет возможность за счет поворота менять угол наклона и удлинять зону работы (вылет стрелы). Например, для трубоукладчика Катерпиллер-572 максимальный вылет стрелы составляет 5,5 м, но при этом пропорционально уменьшается подъемное усилие [33, 54]. Поэтому заявленная грузоподъемность, например 40 тс, обеспечивается при максимальном подъеме стрелы. Здесь необходимо рассматривать момент грузовой устойчивости, который является величиной постоянной и соответствует формуле: М = Р (L 0,8), где (1.11) Р – усилие подъема, тс; L – вылет стрелы, м; 0,8 м – расстояние от гусеницы трубоукладчика при максимальной грузоподъемности. На рисунке 1.7 приведена характеристика грузовой устойчивости трубоукладчика [16]. Трубоукладчики, как указано ранее, создавались главным образом применительно к строительству трубопроводов, и вышеуказанные технические параметры вполне соответствовали их назначению. При строительстве трубопроводы диаметрами до 700…820 мм вписываются в траншею, отрытую экскаватором с ковшом «обратная лопата», на ширину ковша 1,0…1,2 м. При строительстве трубопроводов диаметром 1420 мм ширины ковша уже недостаточно, однако в [57] предусмотрено нормативное ограничение по ширине дна траншеи (Dтр + 0,5 м, Dтр диаметр трубы), что уже несколько ограничивает использование максимальной грузоподъемности трубоукладчиков. На рисунке 1.8, а приведена схема укладки трубопровода в траншею при его строительстве. Технологический вылет стрелы с учетом профиля траншеи при строительстве трубопровода можно рассчитывать по формуле: Lс=1/2 Dтр + 0,25 м + tg h + 1,0 м где Dтр – диаметр трубопровода, м; (1.12) 28 0,25 м – расстояние между стенкой трубопровода и границей дна траншеи; h – глубина траншеи, м; коэффициент, учитывающий крутизну откоса, которая зависит от вида грунта (например глина, песок и т.д.) [69]; 0,5 м – расстояние от края траншеи до гусеницы трубоукладчика. Рисунок 1.7 – Диаграмма грузовой характеристики крана трубоукладчика Д 355 С – 3 (коэффициент устойчивости 1,17 (85 %)) Применительно к специфике капитального ремонта ситуация меняется. Рассмотрим профиль траншеи при ремонте трубопроводов с подъемом в траншее [69] рисунок 1.8, б. Ширина ковша В современного экскаватора [54] составляет 1,2 м. Расстояние от края ковша до стенки трубопровода 0,2 м (грунтовая перемычка). Вылет стрелы можно рассчитать как: 29 Lp=1/2 Dтр + 0,2 м+В+ tg h + 1,0 м, где (1.13) В – ширина ковша, м; 0,2 м – расстояние от боковой поверхности стенки трубы до ковша. Сравнительный анализ формул (1.12 и 1.13) показывает, что Lр отличается от Lс на величину [(В + 0,2 м) – 0,25 м], что при стандартной ширине ковша 1,2 м составляет примерно 1,2 м. Применительно к трубопроводу диаметром 1420 мм при строительстве (рисунок 1.8, а) вылет стрелы составит Lc 2,2…2,4 м, тогда Lp 3,4…3,6 м, применительно к схеме (рисунок 1.8, б). Это существенно ограничивает грузоподъемность трубоукладчика. В работе [20] применительно к капитальному ремонту нефтепроводов предлагались конструкции «узкого» ковша, что снижает объемы земляных работ, уменьшает Lp, а значит расширяет возможности трубоукладчика. В 80-ые годы прошлого века применительно к капитальному ремонту нефтепроводов диаметрами 720…1200 мм была разработана технология ремонта без подъема, с подкопом под трубу подкапывающей машиной [56]. Эта схема в качестве основной рекомендована и применительно к ремонту газопроводов больших диаметров с использованием 2-х трубоукладчиков [55] (рисунок 1.4). Расчеты по этой схеме показывают величину необходимой грузоподъемности 17…18 тс (раздел 2.4.2). На рисунке 1.8, в приведен профиль траншеи. Ширина траншеи отличается от приведенной в формуле (1.13) тем, что глубина разработки траншеи увеличивается примерно на 1 м, и формула имеет вид: Ln = 1/2 Dтр + 0,2 м + В+tg (h + 1м) + 1,0 м. (1.14) Из формулы (1.14) следует, что величина вылета стрелы Ln практически полностью исключает использование трубоукладчиков грузоподъемностью 40 тс и ниже из-за их ограниченной грузоподъемности при значительном вылете стрелы (применительно к диаметру 1420 мм Lp 4,4…4,6 м) [77]. Применение более мощных трубоукладчиков технически и экономически нецелесообразно, так как резко возрастают расходы на их эксплуатацию. Ремонтные колонны, как правило, грузоподъемностью 40 тс и ниже. комплектуются трубоукладчиками 30 а) б) в) Рисунок 1.8 – Схемы работы трубоукладчика в зависимости от профиля траншеи 31 Таким образом, рекомендуемая в качестве основной в [69] схема ремонта с подкопом, где для поддержания трубопровода применяются 2 трубоукладчика, не может быть реализована, так как трубоукладчики грузоподъемностью 40 тс при вылете стрелы Lp 4,4…4,6 м не могут обеспечить необходимое подъемное усилие 17…18 тс. В качестве заменителей появились стрела-опора [1, 6], гидравлические крепи [28] и т.п. На рисунке 1.9 приведены экспериментальные данные, характеризующие напряженное состояние стенки трубы от изгиба и усилия на крюках трех трубоукладчиков в зависимости от расстояния между ними в сравнении с расчетными значениями [85]. Из рисунка 1.9 следует, что усилие на крюке крайнего трубоукладчика (кривая 1), в зависимости от увеличения расстояния между трубоукладчиками растет практически линейно. Изгибные напряжения (кривая 2) снижаются до величины 12,5 м между трубоукладчиками, затем начинают увеличиваться, т.е. в данном конкретном случае имеется оптимальное расстояние между ними, которое составляет 12,5 м. В зависимости от высоты подъема, веса трубы это оптимальное расстояние смещается; при увеличении этих параметров увеличивается и оптимальное расстояние. В таблице 1.1 приведены формулы для определения НДС трубопровода при его подъеме с рекомендуемыми параметрами ремонтной колонны. Там с целью ограничения изгибных напряжений приводятся оптимальные размеры между трубоукладчиками. Однако эти рекомендации не могут быть использованы, так как при таких расстояниях трубоукладчики не могут обеспечить необходимую грузоподъемность. На практике за счет сближения трубоукладчиков удается обеспечить высоту подъема, но при этом несколько увеличиваются изгибные напряжения. 32 1 – усилия под крюком крайнего трубоукладчика; 2 – напряжения в трубопроводе под крайним трубоукладчиком; 3 – напряжение в трубопроводе под средним трубоукладчиком; а – экспериментальные значения усилий по динамометрам; б – экспериментальные значения напряжений по тензометрам; в – экспериментальные значения напряжений по тензодатчикам Рисунок 1.9 – Графики зависимостей усилий на крюке трубоукладчика и напряжений в заполненном трубопроводе при подъеме его тремя трубоукладчиками на высоту h1 = h2 = 50 см, от расстояния между трубоукладчиками С . 33 Еще раз обращаем внимание, что расчетная схема ремонта с подъемом в траншее применяется для максимального диаметра 720 мм, а усилие подъема 17,4 тс (последний столбец) может быть достигнуто при использовании трубоукладчика грузоподъемностью 40 тс (см. параграф 1.3). 1.5. Обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом По данным иностранной литературы, ущерб от коррозии только в США составляет более 15 млрд долл. в год. Поэтому вполне естественно, что на борьбу с коррозией затрачиваются значительные средства [97]. Например, только на защиту магистральных трубопроводов ежегодно расходуется более 5 % от общих капиталовложений [18, 27]. Это объясняется тем, что, несмотря на постоянное совершенствование методов защиты от коррозии, они еще далеки от совершенства и во многом противоречивы [32]. Необходимость ремонта определяется рядом факторов: частотой возникновения утечек, результатами внешней проверки состояния труб, резким увеличением расходов на текущий ремонт; результатами измерений потенциала «труба земля» и удельного сопротивления антикоррозионного покрытия, результатами измерений толщины труб при помощи ультразвукового толщиномера; невозможностью поддерживать рабочее давление в трубопроводе; снижением эффективности катодной защиты; сопоставлением величин затрат на капитальный ремонт и усиление катодной защиты. Для контроля степени внутренней и внешней коррозии магистральных трубопроводов, особенно газопроводов, широко применяется система [96]. По результатам полученных данных принимается решение о ремонте. Сильно корродированные участки труб заменяются, умеренно корродированные – оставляются в эксплуатации, но изоляционное покрытие заменяется на новое и усиливается его катодная защита. Особенно страдают трубы на выходе компрессорных станций из-за быстрого разрушения изоляционных покрытий, обусловленного высокой температурой трубопровода. 34 Если трубы находятся в состоянии, требующем вывода участка трубопровода из эксплуатации, составляется программа капитального ремонта, состоящего обычно из следующих операций: вскрытие участка трубопровода; подъем участка трубопровода из траншеи на бровку; очистка, наружный осмотр; отбраковка части труб, при необходимости вырезка части труб; проверка состояния швов; приварка заплат на поврежденные места; повторная очистка участка трубопровода, сварка новых труб; нанесение грунтовки и нового изоляционного покрытия, укладка трубопровода в траншею; испытание трубопровода, его продувка и засыпка; подключение отремонтированного участка к остальной части трубопровода; ввод отремонтированного участка в эксплуатацию и восстановление катодной защиты. Если трубы находятся в достаточно хорошем состоянии, то производится капитальный ремонт без вывода магистрального трубопровода из эксплуатации. В этих случаях участок, подлежащий ремонту, переводится на работу при несколько пониженном давлении, а в приведенную выше программу капитального ремонта вносятся соответствующие поправки. В сети нефтепродуктопроводов США старые, давно введенные в строй магистрали составляют более значительную часть, чем в сети газопроводов. Этим объясняется относительно большое число фирм (75 %), проводящих капитальный ремонт нефтепродуктопроводов своих трубопроводов. Всего отремонтировано протяженностью 213805 км, что составляет 2/3 протяженности всех трубопроводов США. Необходимость проведения капитального ремонта и основные этапы ремонтных работ в этом случае почти такие же, что и для газопроводов, но с одним существенным отличием. Благодаря тому, что нефтепроводы работают при менее высоком давлении, а опасность утечки нефти из трубопровода 35 вследствие относительно небольшой летучести нефти не столь велика, как опасность утечки газа, их чаще удается капитально отремонтировать без вывода из эксплуатации. Учитывая, что работы по замене и ремонту старых трубопроводов проводятся постоянно, многие компании для выполнения восстановительных работ организуют специальные ремонтные бригады [95, 102]. Согласно [44], при ремонте антикоррозионного покрытия нескольких достаточно длинных участков магистрального газопровода для нанесения изоляции из новых материалов использовали обычную изоляционную технику (рисунок 1.10). Работы на этом газопроводе диаметром 864 мм, проходящем по канадской провинции Саскачеван, были запланированы на лето, когда потребность в газе снижается. В этот период требующие ремонта участки вырезали из газопровода, подняли со дна траншеи и установили на лежки для очистки, обследования и нанесения новой изоляции. В рассматриваемом случае для изоляции участка протяженностью 3 км использовали полиолефиновую ленту, рассчитанную на максимальную рабочую температуру 60 оС. Ремонтно-восстановительные работы выполняли в следующей последовательности: – вскрытие подземного газопровода буксируемым плугом (экскаватором); – подъем плети со дна траншеи и установка на лежки рядом с бровкой; – удаление первоначальной изоляции с помощью скребков и щеток обычного изоляционно-очистного комбайна; – зачистка поверхности трубопровода до металлического блеска с помощью передвижной установки пескоструйной очистки; – предварительный нагрев труб для удаления с их поверхности влаги открытым пламенем; – заполнение промежутка между валиками продольного и кольцевого сварных швов быстросхватывающимся эпоксидным составом, наносимым специальной установкой; – нанесение термоусаживающейся на поверхность полиолефиновой изоляционного комбайна; трубопровода ленты с праймера помощью и обычного 36 – термическая обработка ленты для отвердения эпоксидного праймера, расплавления клеящего вещества ленты и ее усадки, выполняемая передвижным инфракрасным излучателем с электроприводом; – охлаждение заизолированного трубопровода на лежках, контроль качества выполненных работ, спуск трубопровода в траншею и его засыпка, не требующая принятия предупредительных мер по защите покрытия от повреждения падающим грунтом. 1 – трубопровод диаметром 864 мм; 2 – бобина с полиолефиновой изоляционной лентой; 3 – передвижной изоляционно-очистной комбайн; 4 – инфракрасный облучатель для предварительного нагрева трубопровода; 5 – установка термической обработки усаживающейся ленты; 6 – насос для подачи подогретого эпоксидного праймера; 7 – троллейная подвеска на крюке трубоукладчика; 8 – установка-шпаклеватель для заполнения неровностей поверхностей труб быстротвердеющим эпоксидным составом; 9 – передвижная установка для пескоструйной очистки труб Рисунок 1.10 – Состав изоляционной колонны по нанесению антикоррозионного покрытия на ремонтируемый участок трубопровода Результаты полевых испытаний нового антикоррозионного покрытия позволяют сделать вывод о его пригодности к использованию для ремонта изоляции трубопроводов [101]. 37 Анализ вышеприведенной технологии показывает, что по сравнению с нашей технологией ремонта качеству изоляции придается значительно большее внимание, что приближает ее по надежности к заводской изоляции. Знакомство с иностранной литературой показывает, что вопросы обеспечения надежности подземных трубопроводов в части защиты их от коррозии включают ряд мероприятий, основным из которых является капитальный ремонт с восстановлением стенки трубы и изоляционного покрытия. На нефтепроводах ремонт с заменой изоляционного покрытия может проводиться без вывода трубопровода из эксплуатации, но при пониженном давлении продукта. Ремонт газопроводов проводится с его остановкой. Выводы по главе 1 1. Проведен обзор способов ремонта магистральных трубопроводов, отмечены особенности технологии капитального ремонта нефтепроводов и газопроводов. 2. Показано отличие методики расчета НДС при капитальном ремонте от аналогичной методики строительства трубопроводов, отмечены особенности расчета НДС нефтепроводов и газопроводов. 3. Указана роль грузоподъемных средств (трубоукладчиков) при капитальном ремонте магистральных трубопроводов. 4. Приведен обзор технологии капитального ремонта магистральных трубопроводов за рубежом. 5. Проведенный обзор материалов по капитальному ремонту магистральных трубопроводов позволил сформулировать цель и задачи диссертационной работы. 38 2. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ 2.1. В Системный анализ технологии переизоляции 1-ой главе проведен обзор способов капитального ремонта магистральных трубопроводов, указаны особенности капитального ремонта и расчета НДС нефтепроводов и газопроводов, характеристика грузоподъемных средств. В связи с разработкой Программы по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на 2004 2010 и 2011 2016 годы [11, 89] в качестве нормативной базы к указанной Программе были разработаны «Правила…» [69], где приводятся две рекомендуемые технологические схемы – для ремонта газопроводов больших диаметров с подкопом и поддержанием трубоукладчиками (рисунок 1.5) и с подъемом на берму траншеи (рисунок 1.6). Ремонт с применением других схем не рекомендуется, так как это отступление от требований «Правил…» [69]. Каждая из рекомендуемых схем имеет свои преимущества и недостатки. К преимуществам схемы № 1 (рисунок 1.5) относятся незначительные изгибные напряжения в теле трубы, так как труба в основном сохраняет исходное положение. К недостаткам – низкая производительность из-за значительных объемов земляных работ (2-этапное вскрытие), операции подкопа под трубу с применением подкапывающей машины, невозможность применения в скальных и «мокрых» грунтах, необходимость подсыпки и подбивки грунта под трубу (формирование нового ложа). Поэтому в схеме № 1 предусматривается машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод (поз. 10, рисунок 1.5). К преимуществам схемы № 2 (рисунок 1.6) относятся возможность ремонта газопроводов на участках с высоким уровнем грунтовых вод, удобство обследования и ремонта плети на берме траншеи. К недостаткам – преимущественная применимость к газопроводам малых диаметров, двойное количество подъемных операций, высокий уровень изгибных напряжений при 39 подъеме из глубокой траншеи, нередко приводящий к гофрообразованию и, как следствие, необходимости разрезки трубной плети. К общим недостаткам обеих схем можно отнести поддержание трубоукладчиком трубной плети за изоляционной машиной, то есть на трубопроводе с вновь нанесенным изоляционным покрытием. С точки зрения напряженно-деформированного состояния, это благоприятный фактор. Однако в этом случае повышается вероятность повреждения нового изоляционного покрытия, т.е. фактически теряется смысл переизоляции. Технико-экономические показатели технологии капитального ремонта (переизоляции) существенно зависят от выбора технологической схемы ремонтных работ. При этом на данный выбор влияют многие факторы, среди которых: диаметр газопровода; сроки, установленные для капитального ремонта, связанные с остановкой газопровода; время года (зимнее, летнее); наличие у подрядной организации технических средств общего применения (трубоукладчиков, бульдозеров, экскаваторов и т.п.), их мощность и количество; наличие специальной техники (очистной, изоляционной, подкапывающей машин и т.п.); техническое состояние ремонтируемого участка (наличие дефектов и т.д.); характер местности ремонтируемого участка (грунтовые воды, овраги, и т.п.); преимущественный вид грунта на ремонтируемом участке (глина, суглинок, известняк и т.п.); наличие технических средств и специалистов визуально- измерительного контроля (ВИК) и приборного контроля технического состояния стенки трубы; 40 технология и технические средства ремонта, восстановления, сварки и т.п.; общее количество труб для замены отбракованных участков; степень использования специальных технологий отключения участка (врезки под давлением), восстановления стенки трубы (сварки, муфт сварных и т.п.); объем (трудоемкость) отдельных операций (земляных, подъемных, контрольных и т.п.). 2.2. Анализ существующих и предлагаемой технологических схем Анализ предлагаемых нормативами технологических схем [69], а также факторов, указанных в п. 2.1, привел к необходимости поиска другого способа ремонта, позволяющего повысить его производительность при безусловном обеспечении качества. В результате была принята схема переизоляции с подъемом трубопровода в траншее на расчетную высоту [6, 39 – 41, 55, 76], когда обследование и ремонтные работы производятся комплексно в траншее (схема № 3, рисунок 2.1). 1 – бульдозер; 2 – вскрышной экскаватор; 3 – трубопровод; 4 – трубоукладчик; 5 – машина предварительной очистки; 6 – инвентарная опора; 7 – машина окончательной очистки; 8 – изоляционная машина Рисунок 2.1 – Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода с подъемом в траншее Преимуществами данной схемы являются: минимальный объем земляных работ, соизмеримый с объемом схемы № 2; 41 НДС ремонтируемого участка в пределах 0,30…0,33 т (глава 3), что ниже нормативных ограничений 0,5 т [69]; сохранение ложа для укладки изолированного участка газопровода; минимальный объем подъемно-укладочных операций; – возможность обследования стенки трубы и ремонта сваркой, соизмеримых по удобству со схемой № 2. Проведем сравнительный анализ параметров схемы № 3 с параметрами схем № 1 и № 2 с позиций, изложенных в параграфе 2.1. Это позволит выявить общие положения этих схем (объединить) и (или) подчеркнуть их различия. 2.2.1. Влияние основных факторов на выбор технологической схемы переизоляции Диаметр газопровода Схема № 1 рекомендована, главным образом для газопроводов больших диаметров [69], так как на их НДС высота подъема оказывает наибольшее влияние. Поэтому, согласно [69], начиная с Ду 500 мм и ниже, целесообразнее использовать схему № 2 с укладкой на берму траншеи. Характеризуя схему № 3, отметим, что она применима и для больших, и для малых диаметров. Исключением для использования схемы № 3 является высокий уровень воды в траншее, затрудняющий ревизию тела трубы. Таким образом, предпочтительной к использованию независимо от диаметра является схема № 3, а для участков с высоким уровнем грунтовых вод – схема № 2. Сроки ремонта Сроки, отведенные на проведение работ, влияют на выбор технологической схемы. Однако при любых вариантах следует выбирать наиболее производительный способ ремонта. Время года (летнее, зимнее) Летнее время, с точки зрения НДС,на технологию ремонта не влияет. Некоторые сложности возникают при очистке трубопровода от старой 42 изоляции из-за высокой температуры воздуха и, как следствие, размягчения праймера. В зимнее время при превышении расчетных напряжений стенки трубы может возникнуть эффект хладноломкости трубной стали. На способ ремонта трубопроводов с подъемом в траншее с учетом отрицательной температуры воздуха в зимнее время получен патент [38]. Технические средства общего применения Наличие определенных проектом количества и мощности общестроительных машин и механизмов обязательно для любого вида ремонта трубопроводов, поэтому их необходимо предусматривать в любой из схем. При этом технические возможности трубоукладчиков должны обеспечить грузоподъемность в соответствии с диаметром ремонтируемого газопровода. Специальная техника Наличие очистной, изоляционной машин обязательно для всех схем, так же как в зимнее время обязательно устройство для подогрева трубы (иначе невозможно обеспечить качество изоляционного покрытия). Наличие подкапывающей машины и машины для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод необходимо только для схемы № 1. В других случаях они не применяются. Кроме того, подкапывающая машина может быть преимущественно использована на грунтах 1, 2 категорий, а в траншее с высоким уровнем грунтовых вод и на грунтах 3, 4, 5 (известняк) категорий не применима. Техническое состояние стенки трубы С точки зрения НДС, техническое состояние стенки трубы может накладывать ограничение на операции подъема и предварительной очистки (под ревизию). При нанесении нового изоляционного покрытия состояние стенки трубы должно соответствовать требованию отраслевых нормативов. При современном развитии внутритрубной диагностики техническое состояние трубопровода практически известно еще до его ремонта, и именно по этим данным определяется необходимость проведения его ремонта [61]. 43 Характер местности Уровень грунтовых вод серьезно влияет на выбор технологической схемы ремонта. Если грунтовые воды заливают трубопровод, невозможно обеспечить его визуально-приборную инспекцию. В летнее время при высоком уровне грунтовых вод рекомендуется подъем газопровода на берму для обеспечения возможности его обследования (схема № 2). В зимнее время эта операция может проводиться в траншее. В то же время при глубоком залегании трубопровода, во избежание гофрообразования, из-за высокого уровня изгибных напряжений производится разрезка трубной плети. Из опыта переизоляции ООО «Газпром трансгаз Уфа» (далее Общество), количество газопроводов, проложенных на участках с высоким уровнем грунтовых вод, в среднем не превышает 10 % от общей протяженности (п. 2.2.2). Ремонт переходов газопроводов через малые водные преграды, как правило, проводится по специальной технологии (замена всего участка). Технология переизоляции на склонах и дне оврагов имеет свою специфику, в ряде случаев возникает необходимость технологической разрезки [45]. Вид грунта Вид грунта, особенно «твердые» (известняк и т.п.), может быть сдерживающим фактором. В подобных случаях при вскрышных работах возможно применение взрывной технологии, отбойных молотков, оснащенных компрессором. Для схем № 2 и № 3 объем грунта отличается незначительно, схема № 1 как в твердых, так и в мерзлых и «мокрых» грунтах практически не применима (параграф 1.3). ВИК и приборный контроль ВИК и приборный контроль – это те операции, которые должны обеспечить качество ремонтных работ. С точки зрения удобства инспекции технического состояния более предпочтительной является схема № 2, менее – схема № 3, так как нужно спускаться в траншею. Наихудшим вариантом является схема № 1, когда дефектоскопистам необходимо не только спускаться 44 в траншею, но и «подлезать» под трубу ниже уровня дна траншеи, перемещаться вдоль газопровода по насыпному грунту. Другие факторы можно принять одинаковыми. Исходя из проведенного анализа отметим основные показатели схемы № 3: НДС обеспечивается в пределах требований [69] – 0,5т (глава 3). Даже в форс-мажорных обстоятельствах значения напряжений не превышают 0,45т; качество работ по ВИК и приборному контролю соответствует требуемому уровню; удобство обследования на уровне схемы № 2; производительность ремонта выше, чем в схеме № 1, за счет снижения объемов земляных работ при вскрытии и засыпке (согласно сметам, более чем в 2 раза, параграф 2.3). По сравнению со схемой № 2 продуктивность выше на ≈ 3 % за счет уменьшения количества операций подъема-опуска, перемещения плети в плане, работы без разрезки. С учетом наличия участков газопроводов с высоким уровнем грунтовых вод в траншее (около 10 % от общего объема) капитальный ремонт необходимо проводить на бровке траншеи по схеме № 2 (параграф 1.3). 2.2.2. Общая характеристика технологической схемы переизоляции газопроводов с подъемом в траншее Технологическая схема № 3 заимствована из параллельной отрасли [55], в которой она применяется при переизоляции магистральных нефтепроводов без остановки перекачки продукта [22 24, 55], но для диаметров ≤ 720 мм. Для нефтепроводов диаметрами более 720 мм применяется схема с подкопом, аналогичная схеме № 1 [69]. Ограничения по диаметру введены из-за высоких изгибных напряжений, возникающих в процессе подъема трубной плети и перемещения ремонтной колонны. Таким образом, для газопроводов диаметрами 820, 1020, 1220 и 1420 мм требуются исследования НДС, по которым и введены ограничения в [55]. 45 Для проведения исследований НДС [92, 93] в качестве инструмента разработана методика расчета, основанная на решении нелинейных уравнений в программе MathCAD@. Условия работы и НДС газопроводов при переизоляции существенно отличаются от НДС нефтепроводов при их ремонте. Нефтепроводы ремонтируются без остановки перекачки при давлении нефти до 2,5 МПа. Отношение веса заполняющей трубу нефти к весу самой трубы, начиная с диаметра 820 мм, составляет 2:1 и более, а для диаметра 1420 мм – более 3:1. Соответственно и расчетный вес трубы для подъема трубоукладчиками увеличивается пропорционально данным значениям. Это означает, что при прочих равных условияхрасчетные изгибные напряжения при переизоляции нефтепровода диаметром 820 мм в 3 раза выше, чем на аналогичном участке того же диаметра газопровода, а для трубопровода диаметром 1420 мм в четыре раза. Кроме того, при расчете подъема нефтепровода необходимо учитывать давление и температуру нефти. Существует вероятность разрушения трубы в процессе ремонтных работ, а это возникновение взрывоопасной и пожароопасной ситуации, и это при наличии в колонне обслуживающего персонала. Между тем, газопровод ремонтируется на опорожненном участке, где опасность для персонала возникает только при нарушении им правил техники безопасности. Поэтому целесообразность ограничения по диаметрам при переизоляции нефтепроводов с подъемом не подлежит сомнению. Применительно к переизоляции газопроводов этот вопрос ранее не исследовался. Исследования НДС трубопровода, ремонтируемого с подъемом в траншее (схема № 3), приводятся в главе 3. 2.3. Сравнительный анализ трудоемкости земляных работ, проводимых по существующим и предлагаемой технологическим схемам В таблице 2.1 приводятся основные операции технологического процесса по анализируемым схемам, отражены главные отличия технологий ремонта (эти операции выделены жирным шрифтом): 46 объемы вскрышных работ – ниже нижней образующей трубопровода на 0,7 м (схема № 1), до нижней образующей (схема № 3); разработка грунта под трубопроводом и сбрасывание его в приямки подкапывающей машиной (схема № 1); присыпка грунта под трубопровод и его подбивка (схема № 1). Анализ данных рисунка 2.2 показывает, что вскрытие трубопровода по схеме № 1 производится в 2 этапа: экскаватором; подкапывающей машиной, тогда как по схеме № 3 – в один этап, экскаватором. вскрытие экскаватором согласно схеме № 3 вскрытие экскаватором согласно схеме № 1 грунт, удаленный подкапывающей машиной (схема № 1) ремонтируемый трубопровод диаметром D Рисунок 2.2 – Профиль траншеи при вскрытии трубы диаметром 1420 мм Остатки грунта вокруг трубы по 0,2 м частично осыпаются при подъеме трубы, частично – при прохождении очистной машины (предварительная очистка). Из рисунка 2.3 видно, что по схеме № 1 формирование ложа трубы производится в 2 этапа: подсыпкой грунта под трубопровод (экскаватором); уплотнением (подбивкой) грунта (машиной для подбивки грунта). 47 укладка трубы на старое ложе (схема № 3) формирование ложа в 2 этапа (схема № 1): подсыпка грунта экскаватором с бровки траншеи; уплотнение (подбивка) грунта Рисунок 2.3 – Укладка изолированной трубы Для схемы № 3 отремонтированный трубопровод возвращается на старое монолитное ложе (без операций по его формированию). Проведенный анализ показывает, что трудоемкость земляных работ при схеме ремонта с подъемом в значительной степени снижается не в ущерб качеству ремонтных работ. Ранее было упомянуто, что схемы № 1 и № 3 не применимы на участках с высоким уровнем грунтовых вод; поэтому ремонтные работы в этом случае проводятся по схеме № 2 с подъемом на бровку траншеи. С целью определения фактической глубины залегания газопроводов, а значит и фактических объемов земляных работ, в качестве примера рассмотрим рабочий проект на переизоляцию газопровода Уренгой – Новопсков Ду 1400 на участке 1875…1900 км. Проект отобран методом случайной выборки. Кроме того, определим процент участков с «мокрыми» грунтами, где рекомендуется преимущественно применять способ ремонта с подъемом на берму траншеи (схема № 2). 48 Таблица 2.1 – Основные технологические операции базового и предлагаемого способов ремонта газопроводов Схема № 1 (базовый вариант) Способ ремонта без подъема трубопровода с сохранением его положения восстановлением стенки трубы Технологические операции выполняются в следующей последовательности: уточнение положения трубопровода; снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал, планировка ремонтной полосы в зоне движения ремонтной колонны; вскрытие трубопровода с разработкой боковых траншей ниже нижней образующей трубопровода на 1,0 м; ручное освобождение трубопровода от грунта; поддержание трубопровода трубоукладчиками; разработка грунта под трубопроводом подкапывающей машиной; очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия; укладка на лежки при помощи трубоукладчиков с подъемом до 0,2 м; осмотр и выявление дефектов на очищенном участке; выполнение работ по устранению дефектов стенки трубы; подъем трубоукладчиками до 0,2 м и демонтаж лежек; финишная очистка трубопровода; нанесение нового изоляционного покрытия; подсыпка грунта под трубопровод экскаватором и его подбивка специальным устройством; засыпка траншеи минеральным грунтом; техническая слоя почвы. рекультивация Схема № 3 (предлагаемый вариант) Способ ремонта с подъемом в траншее и восстановлением стенки трубы Технологические операции выполняются в следующей последовательности: уточнение положения трубопровода; снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал и планировка ремонтной полосы в зоне движения ремонтной колонны; вскрытие трубопровода с разработкой траншеи до нижней образующей трубопровода; ручное освобождение трубопровода от грунта; подъем трубопровода на технологическую высоту; очистка трубопровода от старого изоляционного покрытия; укладка трубопровода при помощи трубоукладчиков на лежки в траншее; осмотр и выявление дефектов на очищенном участке; выполнение работ по устранению дефектов стенки трубы; подъем трубопровода, демонтаж лежек; финишная очистка трубопровода; нанесение нового изоляционного покрытия; укладка трубопровода на дно траншеи (старое ложе) и засыпка траншеи минеральным грунтом; плодородного техническая рекультивация плодородного слоя почвы. На рисунке 2.2 приведен профиль траншеи при вскрытии газопровода диаметром 1420 мм. Рассматривается случай залегания газопровода на глубине 1,0 м, соответствующей нормативным требованиям [58]. Параметры траншеи 49 «привязаны» к глубине залегания трубопровода, объем вскрышных работ увеличивается пропорционально глубине. Расчет объемов земляных работ при вскрытии трубопровода диаметром 1420 мм показывает, что по нормативной схеме № 1 объем грунта составляет 25,29 м3 на погонный метр, по предлагаемой схеме № 3 – 11,39 м3, т.е. снижен более чем в два раза [83]. Соответственно при засыпке грунтом после проведенного ремонта указанные объемы сохраняются [88]. Проведем выборку из проектной документации по глубине залегания трубопровода 1420 мм и участкам с «мокрыми» грунтами. Откосы грунта 1: 0,75 и 1: 0,5 приняты согласно [69]. На рисунке 2.3 приведены: схема укладки трубы на старое ложе (схема № 3); схема формирования ложа трубы (схема № 1). В таблице 2.2 приведены проектные данные по фактическому залеганию трубопровода на ранее упоминавшемся участке газопровода Уренгой Новопсков. Таблица 2.2 – Данные по протяженности участков с фактической глубиной залегания газопровода Уренгой Новопсков Пикет 3900+00 – 3950+00 3850+00 – 3900+00 3800+00 – 3850+00 3750+00 – 3800+00 3700+00 – 3750+00 Итого Протяженность участков, м глубина залегания, м «мокрые » грунты 1,0 1,2 1,4 1,6 3020 800 700 500 358 2095 1800 1100 466 2543 1900 1200 887 2707 1900 400 155 3616 1400 493 13981 6400 4800 500 2359 (54,5 %) (24,9 %) (18,7 %) (1,9 %) (9,2 %) Таким образом, проектная глубина залегания газопровода диаметром 1420 мм: 1,0…1,2 м составляет 54,5 % (≈ 54 %); 1,2…1,4 м – 24,9 % (≈ 25 %); 1,4…1,6 м – 18,7 % (≈ 19 %); 50 свыше 1,6 м – 1,9 % (≈ 2,0 %). Как уже упоминалось ранее, при ремонте участков с «мокрыми» грунтами рекомендуется использовать схему № 2 (подъем на берму траншеи). Учитывая случайный характер выборки, можно укрупненно оценить протяженность участков с «мокрыми» грунтами в 10 % (в соответствии с п. 2.3.8 [71] умеренно пессимистичный сценарий, отличающийся в худшую сторону), т.е. 90 % протяженности подлежащих ремонту участков рекомендуется ремонтировать с подъемом в траншее. 2.4. Разработка методики расчета НДС 2.4.1. Постановка задачи Особенностью капитального ремонта МГ является то, что он проводится на остановленном трубопроводе. Поэтому в расчетах не учитываются внутреннее давление, температура продукта и влияние продольной силы на НДС при подъеме «бесконечной» плети. Принято допущение (подтвердившееся в дальнейшем), что напряжения и деформации при подъеме трубопровода находятся в пределах упругой работы материала трубы [12, 26, 58, 91, 92]. Рассматривается задача подъема сосредоточенными силами бесконечной плети трубопровода, лежащей на абсолютно жестком основании. Расчетная схема и граничные условия Расчетные схемы трубопровода (рисунки 2.4 – 2.6) представлены в виде статически неопределимой балки с заделками по концам. Балка нагружена по всей длине собственным весом равномерно распределенной нагрузкой q и силами F1,…,Fi, приложенными к балке. Перемещения точек оси балки рассматриваются в системе прямоугольных координат YOX с началом координат на левой границе поднимаемого участка. В общей постановке задача является симметричной относительно середины поднимаемого участка трубопровода. Однако частные решения предусматривают несимметричные варианты по высоте и размерам. 51 Граничные условия задачи состоят в том, что в крайнем левом сечении поднимаемого участка плети с координатой х = 0 равны нулю: у = у’ = у’’ = 0. (2.1) При решении симметричной задачи граничные условия в правом крайнем сечении могут быть аналогичны. При решении некоторых задач, например с подъемом и укладкой на лежки, задача становится асимметричной, и граничные условия могут иметь вид: у = у’ = у’’= 0 слева, у’ = у'' = 0, справа у = h (высота подъема), (2.2) '' у = у = 0, у' 0. Поскольку в процессе подъема трубной плети граничные условия меняются, задача относится к классу вариационных с подвижными границами [14], что соответствует физической сущности задачи. Такой подход является эквивалентным исследованию на экстремум функционала, отвечающего ее искомому решению. Таким образом, длина поднимаемого участка L является переменной величиной в процессе подъема плети трубопровода. Граница поднимаемого участка – сечение, в котором кроме выполнения граничных условий (2.1), (2.2) также должно выполняться условие равенства нулю изгибающего момента М: Е I у'' = 0. (2.3) В процессе решения задачи возникают переменные расстояния между трубоукладчиками Lо и сосредоточенные силы от веса ремонтных машин, направленные вниз. В качестве критерия оптимизации принято равенство сил на крюках трубоукладчиков, что в наибольшей степени отвечает физической сущности задачи. Этот параметр может быть отражен в проекте производства работ и доведен до машиниста трубоукладчика. С точки зрения снижения изгибных напряжений в сечении под крюками трубоукладчиков, критерием оптимизации 52 может служить равенство изгибающих моментов [72], что при симметричной схеме подъема позволяет достичь минимальных изгибных напряжений. Однако такая постановка задачи носит, скорее, теоретический характер. На практике машинисту трубоукладчика в процессе работы выдерживать различные подъемные усилия (например, крайний трубоукладчик 10 тс, следующий – 8,35 тс, средний – 6,0 тс) крайне сложно. Тем не менее, вариант оптимизации по равенству моментов можно иметь в виду, например, при расчетных напряжениях изгиба, близких к предельно допустимым 0,5 т [69]. Расчетные схемы для различного числа трубоукладчиков симметричной схеме подъема приведены на рисунках 2.4 – 2.6. Рисунок 2.4 – Расчетная схема при работе 4-х трубоукладчиков Рисунок 2.5 – Расчетная схема при работе 5-ти трубоукладчиков при 53 Рисунок 2.6 – Расчетная схема при работе 6-ти трубоукладчиков Далее на рисунке 2.7 представлена в общей постановке структура расчетов в MathCAD@ 14 (определение параметров НДС при условии равенства усилий подъема на крюках трубоукладчиков). Исследования нефтепроводов с применительно подъемом в к технологической траншее по схеме симметричной ремонта схеме с использованием системы линейных уравнений приводятся в [12, 48, 55, 91, 94]. В то же время исследования, включающие одновременный учет таких факторов, как несимметричная высота подъема, различные расстояния между подъемными механизмами, ремонтными машинами, смещение поднятой плети в «плане», а также различные разнонаправленные усилия, автору не известны. 2.4.2. Исследование НДС при переизоляции газопроводов в траншее Рассматриваются те операции технологического процесса переизоляции, которые представляют интерес с точки зрения НДС (таблица 2.1, схема № 1): разработка грунта под трубопроводом подкапывающей машиной, поддержание трубопровода грузоподъемными устройствами, очистка от старого изоляционного покрытия (рисунок 2.8); поддержание трубопровода трубоукладчиками, повторная очистка трубопровода, нанесение нового изоляционного покрытия. 54 Рисунок 2.7 Общая структура расчетов НДС в MathCAD@ 14 Из рисунка 2.2 видно, какие значительные объемы грунта необходимо разрабатывать экскаваторами. Грунт раскладывается по обе стороны траншеи, трубоукладчики передвигаются по спланированному слою минерального грунта высотой около 1,0 м. Кроме того, из-за протяженного вылета стрелы современные трубоукладчики не в состоянии обеспечить необходимое усилие подъема. Поэтому они, как правило, оборудованы стрелой-опорой, которую, в свою очередь, обслуживает трубоукладчик. На рисунке 2.9 привоеиена расчетная схема трубопровода с поддержанием 3-мя грузоподъемными механизмами, где: Рпм и Р ом – вес подкапывающей и очистной машин, соответственно 6 тс и 2,5 тс; F1, F2, F3 – усилия грузоподъемных механизмов; – крайняя опора справа – укладка на лежки. 55 Рисунок 2.8 – Капитальный ремонт трубопровода с применением подкапывающей машины Рассматривается случай подъема средним трубоукладчиком на высоту 0,2 м, что позволяет установить под очищенный от изоляции участок лежку высотой 0,7 м. Глубина подкопа подкапывающей машиной ниже нижней образующей трубы на 0,7 м. Кроме того, 0,7 м – это та высота, которая позволяет дефектоскописту провести ревизию технического состояния стенки трубы визуальным и приборным методами. В общем случае ось трубопровода не меняет своего высотного положения. Лишь в точке приложения силы F2 поднимается на технологическую высоту 0,2 м, позволяющую установить инвентарную лежку высотой 0,7 м. Инвентарные лежки, как правило, изготавливаются из демонтированных труб категории Б (брак) Д 720 мм, усиленных изнутри демонтированными трубами Д 159 мм (рисунок 2.10), ложе из б/у трубы Д 1420 мм. 56 Рисунок 2.9 – Расчетная схема трубопровода при ремонте с подкопом (расстояния в м) Рисунок 2.10 – Внешний вид инвентарной лежки, изготовленной из б/у трубы диаметром 720 мм Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы – 1420 мм. 2. Количество трубоукладчиков – 3 шт. Высота подъема средним трубоукладчиком – 0,2 м. 57 Высоты подъема определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках (критерий оптимизации). 3. Расстояние L0 между трубоукладчиками – 10 и 25 м. 4. Расстояние между инвентарными лежками – 20 м. Результаты расчетов приведены в таблице 2.3. На рисунке 2.11 приведены эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при условии Y(L) = 0, а на рисунке 2.12 – при условии Y(L) 0, то есть трубопровод не касается инвентарной лежки. Таблица 2.3 – Параметры НДС при ремонте с подкопом № схемы L, м Y(L), м Y1 , м Y2 , м Y3 , м F1Y = F2Y = F3Y, кН max, МПа №1 №2 97,880 96,058 0 0,125 0,162 0,153 0,200 0,200 0,154 0,210 178,1 170,6 67 54 Рисунок 2.11 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме трубы средним трубоукладчиком (Y2 = 0,2 м и Y(L) = 0 м) по схеме нагружения № 1 (Д = 1420 мм, = 16,5 мм) 58 В результате были получены: максимальные напряжения изгиба – max; усилия на крюках трубоукладчиков – F1, F2, F3; длина поднятого участка трубы – L. Рисунок 2.12 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме трубы средним трубоукладчиком (Y2 = 0,2 м и Y(L) = 0,125 м) по схеме нагружения № 2 (Д = 1420 мм, = 16,5 мм) Максимальные изгибные напряжения составили 67 МПа, или 67/470 = 0,142 %, где 470 МПа предел текучести трубной стали, то есть возможные изгибные напряжения не превышают 0,15 т, что значительно ниже ограничивающих и 0,5т [69]. НДС трубопроводов меньшего диаметра не исследовалось, так как их изгибные напряжения заведомо ниже по сравнению с газопроводом Ду 1400 мм. Расчетные усилия подъема составили 17…18 тс. Однако при максимальном вылете стрелы трубоукладчика (5,5 м) усилия его подъема не могут превышать 5…8 тс (параграф 1.4), т.е. подтверждается, что применение штатных трубоукладчиков не представляется возможным. 59 Поэтому применительно к технологии ремонта с подкопом были разработаны грузоподъемные механизмы, наибольшее распространение из которых получила стрела-опора (рисунок 2.8), которая работает в комплекте с трубоукладчиком. Работа системы «трубоукладчик + стрела-опора» осуществляется циклически, участок попеременно опирается на три или две опоры, производительность ремонтной колонны снижается, так как трубоукладчики вынуждены «обслуживать» стрелу-опору – снимать из-под нагрузки, перемещать и снова ставить под нагрузку. На приведенных эпюрах показаны: схема на рисунке 2.11 – положение, когда трубопровод приподнят над лежкой; схема на рисунке 2.12 – когда трубопровод начинает опираться на лежки. В этот момент нагрузка на лежку составляет 166,8 кН, или 17 тс. В штатном режиме при расстоянии между лежками 20 м нагрузка составляет 13 тс. Необходимо отметить особенность работы со стрелой-опорой, в которой усилие подъема и высота регулируются системой полиспастов, а приводом к ним является тросовая система трубоукладчика. При этом высота подъема определяется визуально и зависит от опыта оператора. Эта особенность не гарантирует расчетных величин подъема плети, а значит и влияет на его НДС. Выводы по главе 2 1. Проведен системный анализ и установлены границы применимости рекомендуемых нормативами двух технологических схем капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия (переизоляции) газопроводов больших диаметров: – способ с подкопом. Неприменимость в скальных и «мокрых» грунтах, высокая трудоемкость земляных работ, невозможность использования штатных трубоукладчиков; – способ с подъемом на берму траншеи. Ограниченность применения метода ремонта из-за двойного количества подъемных операций, высокого уровня изгибных напряжений при подъеме из глубокой траншеи, приводящих к 60 гофрообразованию (разрушению трубы) и, как следствие, технологической разрезке трубной плети. Данный способ преимущественно применим к газопроводам диаметрами до 720 мм, а также на участках с высоким уровнем грунтовых вод. 2. Предложена технология переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее, когда обследование и ремонтные работы проводятся комплексно. Данный способ совмещает преимущества обеих нормативных схем, но при этом объемы земляных работ относительно базовой технологии с подкопом снижаются более чем в 2 раза. 3. Разработана методика расчета НДС применительно ко всем трем технологическим схемам капитального ремонта, в соответствии с которой проводятся расчеты при: – симметричной и несимметричной схемах подъема (с любым количеством трубоукладчиков); – различной или одинаковой высоте подъема; – разных расстояниях между трубоукладчиками, ремонтными машинами; – различных уклонах ремонтируемого участка; – одинаковых или различных величинах подъемного усилия и веса ремонтных машин; – одинаковых или различных величинах изгибных напряжений на крюках трубоукладчиков; – совмещении подъема и смещения плети в «плане» и т.п. 4. Расчеты НДС участков МГ по схеме № 1 (ремонт в траншее с подкопом) показали, что изгибные напряжения не превышают 0,15 т, что значительно ниже ограничивающих нормативами и 0,5т, а усилия штатных трубоукладчиков грузоподъемностью 40 тс не обеспечивают поддержание плети. Поэтому применительно к этой технологии на базе трубоукладчика было разработано устройство стрела-опора. 61 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ РЕМОНТЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ Разработанная методика расчета НДС носит универсальный характер, что позволяет проводить исследования применительно к любой технологической схеме ремонта трубопроводов. Однако в настоящей работе основные исследования проводятся применительно к газопроводам больших диаметров с подъемом в траншее. К трубопроводам больших диаметров относятся трубопроводы диаметрами 1420, 1220, 1020, 820 мм [55, 69], а нефтепроводы диаметром 720 мм согласно [55] также могут ремонтироваться с подкопом. 3.1. Исследование НДС при переизоляции газопроводов с подъемом на берму траншеи Технологическая схема № 2 (параграф 2.1) рекомендуется к использованию на участках с высоким уровнем грунтовых вод. С точки зрения расчета НДС представляют интерес следующие операции технологической схемы № 2: подъем трубной плети из траншеи, очистка от изоляции, перенос и укладка на лежки (смещение в «плане»), находящиеся на берме траншеи; подъем трубной плети с бермы траншеи, перенос в траншею (смещение в «плане»), финишная очистка, нанесение нового изоляционного покрытия и укладка на дно траншеи. Оба варианта «зеркальные», однако в первом случае по технологии предусмотрен монтаж трубной плети на лежки высотой 0,7 м для проведения инспекции стенки трубы и ремонта. Во втором случае трубная плеть после ремонта стенки трубы может находиться на земле. Поэтому, с точки зрения НДС, первый случай более показательный, так как высота подъема в вертикальной плоскости на 0,7 м больше. На рисунке 3.1 приведена расчетная схема подъема по схеме № 2 в вертикальной плоскости, а на рисунке 3.2 – в горизонтальной плоскости: Fy сила, направленная вертикально; 62 Fx – сила, направленная горизонтально. Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы, равный минимальному и максимальному из рассматриваемых, 720 и 1420 мм соответственно. 2. Высота подъема трубы (H) рассчитана по формуле (3.1) и составила 2,42; 2,62; 2,82; 3,02 и 3,12 м для трубы диаметром 720 мм и 2,82; 3,02; 3,22; 3,42 и 3,62 м для трубы диаметром 1420 мм. Н = h1 + (h2 + 0,2 м) + D, где (3.1) h1 – высота от верхней образующей трубопровода до поверхности земли (рассчитываются варианты 1,0; 1,2; 1,4; 1,6 и 1,8 м); h2 – высота инвентарной лежки, h2 = 0,7 м; 0,2 м – технологическая высота, позволяющая установить плеть на штатные лежки; D – диаметр трубопровода, м. 3. Смещение в «плане» (в) рассчитано по формуле (3.2), соответственно принималось равным 3,0; 3,25; 3,5; 3,75 и 4,0 м для трубы D = 720 мм и 3,4; 3,65; 3,9, 4,15 и 4,4 м для трубы D = 1420 мм. в = D + в1 +в2, где (3.2) в1 – расстояние от боковой образующей трубопровода до края траншеи в «плане» (в1 соответствует значениям h1); в2 – расстояние от края траншеи до боковой образующей, равное 1,0 м. Рисунок 3.1 – Расчетная схема подъема в вертикальной плоскости 63 Рисунок 3.2 – Расчетная схема перемещения в горизонтальной плоскости 4. Высоты подъема трубной плети трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на крюках трубоукладчиков. 5. Расстояние между соседними трубоукладчиками L0 принималось 15 м [27]. 6. Количество грузоподъемных механизмов было постоянным – 3 трубоукладчика. 7. Вес очистной машины РОМ = 2,5 тс. В результате расчетов получены: максимальные напряжения изгиба max; усилия на всех трубоукладчиках: в вертикальной плоскости – F1Y, F2Y, F3Y; в горизонтальной плоскости – F1X, F2X, F3X; длина поднятого участка трубы – L; угол поворота крайнего правого сечения трубы – ; расстояние L1 от крайнего правого трубоукладчика до правой опоры Результаты расчетов в вертикальной и горизонтальной плоскостях приведены в таблицах 3.1 и 3.2 соответственно. 64 Таблица 3.1 – Результаты расчетов в вертикальной плоскости L, м H, м L1, м Y1, м Y2 , м Y3, м max, F1Y = F2Y = F3Y, кН МПа D = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м 105,914 2,42 21,107 1,562 2,114 2,372 45,9 124 107,681 2,62 21,674 1,701 2,289 2,567 46,5 130 109,357 2,82 22,213 1,840 2,464 2,762 47,0 136 110,953 3,02 22,727 1,980 2,640 2,956 47,5 142 111,723 3,12 22,976 2,050 2,727 3,053 47,8 145 D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м 160,528 2,82 47,467 2,041 2,520 2,773 222,2 167 164,453 3,02 49,554 2,211 2,714 2,979 226,5 175 166,980 3,22 50,528 2,368 2,895 3,175 229,7 182 168,402 3,42 50,631 2,513 3,065 3,361 232,1 188 170,738 3,62 51,543 2,671 3,246 3,557 235,0 194 Таблица 3.2 – Результаты расчетов в горизонтальной плоскости L, м b, м L 1, м X1, м X2, м X3, м F1X = F2X = = F3X, кН |max|, МПа , град D = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м 105,914 3,00 21,107 0,359 0,750 1,397 3,05 210 5,8 107,681 3,25 21,674 0,396 0,814 1,501 3,15 220 6,2 109,357 3,50 22,213 0,433 0,879 1,605 3,25 230 6,6 110,953 3,75 22,727 0,470 0,943 1,707 3,34 240 6,9 111,723 4,00 22,976 0,505 1,007 1,815 3,49 252 7,3 D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м 160,528 3,40 47,467 0,403 0,665 1,035 13,2 202 4,4 164,453 3,65 49,554 0,429 0,701 1,081 13,4 206 4,6 166,980 3,90 50,528 0,463 0,750 1,149 13,6 214 4,8 168,402 4,15 50,631 0,503 0,810 1,235 14,3 224 5,1 170,738 4,40 51,543 0,537 0,859 1,302 14,6 231 5,3 65 Рисунок 3.3 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений в вертикальной плоскости при высоте подъема в крайней правой точке H = 3,12 м (Д = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м) Рисунок 3.4 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений в вертикальной плоскости при высоте подъема в крайней правой точке H = 3,22 м (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) 66 Рисунок 3.5 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений в горизонтальной плоскости при смещении в «плане» в крайней правой точке b = 4,00 м (D = 720 мм, = 8 мм, L0 = 15 м) В качестве примера приведены эпюры, полученные по средним значениям данных. Это данные вариантов № 5 и № 8 из таблицы 3.1 (рисунки 3.3, 3.4), а также № 5 и № 8 из таблицы 3.2 (рисунки 3.5, 3.6). Эквивалентные изгибные напряжения определяются по формуле: σ экв σ в2 σ г2 . (3.3) Полученные данные сведены в таблицу 3.3. Анализ парных эпюр (рисунки 3.3 и 3.4, 3.5 и 3.6) показывает, что: величины подъемного усилия на эпюрах в вертикальной плоскости (рисунки 3.3, 3.4) одинаковы и максимальны, поэтому эти данные заносятся в таблицу 3.3, а на эпюрах рисунков 3.5 и 3.6 – максимальны на крайнем справа трубоукладчике, заносятся в таблицу эти значения; величины изгибных напряжений в вертикальной плоскости (рисунки 3.3, 3.4) максимальны на среднем трубоукладчике и минимальны на концах 67 участков, а в горизонтальной плоскости (рисунки 3.5, 3.6) – максимальны на правом крайнем конце. Таблица 3.3 – Эквивалентные напряжения и усилия подъема в, г, экв, h1, мм МПа МПа МПа Fв, кН Fг, кН Fэкв, кН 1 1,0 100 125 160,0 45,9 3,05 46,0 2 1,2 102 133 167,6 46,5 3,15 46,6 1,4 105 140 175,0 47,0 3,25 47,1 4 1,6 110 145 182,0 47,5 3,34 47,6 5 1,8 115 150 189,0 47,8 3,49 47,9 1 1,0 140 92 167,5 222,2 13,20 222,6 2 1,2 150 96 178,1 226,5 13,40 226,9 1,4 160 100 188,7 229,7 13,60 230,1 4 1,6 170 102 198,2 232,1 14,30 232,4 5 1,8 175 108 205,6 235,0 14,60 235,4 № п/п 3 3 D, мм 720 1420 Анализ данных таблицы 3.3 показывает, что: применительно к усилиям подъема главным фактором, влияющим на их величину, составляющей является можно вертикальная пренебречь составляющая, (погрешность в горизонтальной пределах точности вычислений); применительно к изгибным напряжениям картина меняется. На газопроводе диаметром 720 мм вертикальные и горизонтальные составляющие одного порядка, но горизонтальная больше. Применительно к диаметру 1420 мм выше значения у вертикальной составляющей. В расчетах необходимо учитывать эквивалентные напряжения. 68 Рисунок 3.6 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений в горизонтальной плоскости при смещении в «плане» в крайней правой точке b = 3,90 м (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) Графики зависимостей усилий подъема и напряжений изгиба от глубины залегания трубопровода приведены на рисунках 3.7, 3.8. Данные обработаны по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа в соответствии с [19] с определением аналитической зависимости. Пакет программ [19] позволяет производить расчет параметров таких моделей, как: линейная: у = а + b·x; экспоненциальная: у = exp(а + b·х); b обратная по х: у = а + ; х обратная по у: у 1 ; а bx дважды обратная: у 1 в а х логарифм по х: у = а + b·ln х; ; 69 степенная: у = а·хb; квадратный корень по х: у = а + b·х0,5; квадратный корень по у: у = (а + b·х)2; S кривая: у еxp(a b ). x Полученные согласно [19] результаты по коэффициенту корреляции зависимости носят линейный характер и имеют вид, приведенный в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Вид функций и коэффициент корреляции № п/п D, мм Показатель Вид функции Коэффициент корреляции 1 2 1 2 720 1420 720 1420 Усилия подъема, кН у = 43,68 + 2,4х у = 207,7 + 15,5х у = 124 + 36,2х у = 120,2 + 48,15х 0,993 0,993 0,999 0,997 Изгибные напряжения, МПа Рисунок 3.7 – Графики зависимости усилия подъема трубоукладчика от глубины залегания газопровода Анализ результатов, приведенных в таблице 3.4 и на рисунке 3.7, показывает, что усилие подъема и опрокидывающий момент трубоукладчика «Komatsu» Д85С (40 тс) при вылете стрелы в 2,5 м достаточны, чтобы обеспечить подъем и перемещение плети трубопровода диаметром до 1220 мм. 70 Рисунок 3.8 – Графики зависимости изгибных напряжений в трубопроводе от глубины его залегания Применительно к плети трубопровода диаметром 1420 мм (для величины подъемного усилия 20 тс и более) трубоукладчик типа «Komatsu» может обеспечить ее подъем при вылете стрелы около 2,0 м, так как максимальный момент его устойчивости составляет 450 кНм, т.е. для извлечения плети на берму траншеи необходимо ее разрезать. Ограничивающий фактор – максимально возможные подъемные усилия трубоукладчиков. С точки зрения напряжений изгиба (рисунок 3.8), эквивалентные напряжения для трубопроводов диаметрами 720 мм и 1420 мм близки по абсолютной величине, разница в пределах 4…6 %. С конца 70- начала 80-ых годов трубопроводы больших диаметров строились из трубных сталей нового поколения К60, которые превышают по прочности трубные стали К52 и ниже. Таким образом, ограничение по величине 0,5 т [69] для каждой трубной стали имеет свое значение: т1400 = 470 МПа (сталь Х70), т700 = 370 МПа (сталь 17ГСУ) [62]. Это означает, что для трубопровода диаметром 720 мм, например из трубной стали 17 ГСУ, расчетная величина заглубления трубопровода не должна превышать 1,4 м, а для трубопровода D 1420 мм из трубной стали Х 70, с точки зрения и = 470 МПа, глубина траншеи не должна превышать 2,0 м. 71 При большей глубине траншеи из-за возможного гофрообразования плеть можно извлечь на берму траншеи только с разрезкой. Остальные трубопроводы диаметрами 820, 1020 и 1220 мм по высоте подъема находятся в этом диапазоне (1,4…2,0 м). В отличие от схемы № 1, где значения НДС незначительны и в трассовых условиях выдерживаются достаточно строго, в схеме № 2 сложно предугадать действительную глубину заложения трубопровода. Поэтому существует риск повреждения стенки трубы при ее подъеме из глубокой траншеи на берму. Кроме того, для работы по этой схеме могут применяться только трубоукладчики, например, грузоподъемностью 40 тс; стрелы-опоры и другие подъемные средства не применимы. Таким образом, относительно способа ремонта с подъемом на берму траншеи отметим следующее: - ограничения по величине подъемной силы для трубопроводов диаметрами до 1220 мм практически отсутствуют; - с точки зрения НДС, ограничения имеют место для всех диаметров и, во избежание гофрообразования (разрушения), этот способ применяется преимущественно с разрезкой. Из этого можно сделать вывод, что участки трубопроводов с высоким уровнем грунтовых вод ремонтируются на берме траншеи с разрезкой. 3.2. Обоснование предлагаемой технологии переизоляции газопроводов с подъемом в траншее Технологические параметры ремонтной колонны по схеме № 3 (подъем в траншее), в отличие от схемы № 2 (с подъемом на берму траншеи), имеют фиксированные значения (к примеру не зависят от глубины залегания трубопровода), вследствие чего с достаточной степенью точности поддаются расчету. С точки зрения НДС, в соответствии с таблицей 2.1 по этой схеме представляют интерес следующие операции технологического процесса: 72 подъем трубопровода, очистка от старого изоляционного покрытия и укладка на лежки (начальная операция), три трубоукладчика; - подъем трубопровода, финишная очистка, обогрев, нанесение нового изоляционного покрытия, укладка, присыпка и засыпка трубопровода (финишная операция), пять трубоукладчиков (рисунок 3.9). Из рисунка 3.9 видно, что весь извлекаемый при вскрытии трубопровода грунт размещается на одной стороне траншеи, беспрепятственно перемещаются по берме траншеи, трубоукладчики очистная машина в середине колонны между трубоукладчиками, последний трубоукладчик перед изоляционной машиной [6, 76, 78]. Рисунок 3.9 – Переизоляция газопровода Ду 1400 мм с подъемом в траншее в зимних условиях 3.2.1. Исследование НДС участка газопровода с подъемом в траншее и предварительной очисткой трубопровода Рассмотрим начальную операцию технологического процесса. Расчетная схема подъема, очистки и укладки на лежки приведена на рисунке 3.10. 73 Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы – 1420 мм. 2. Количество трубоукладчиков – 3. 3. Высота подъема трубы средним трубоукладчиком – 1,0 м, что полностью обеспечивает возможность гарантированной работы очистной машины, длина выступающих частей которой не превышает 0,6 м. 4. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках (критерий оптимизации). 5. Расстояние L0 между трубоукладчиками – 15,0 м. 6. Расстояние между инвентарными лежками – 20,0 м. Рисунок 3.10 – Расчетная схема подъема, очистки и укладки на лежки Здесь R1, R2 , R3 – реакции опор на лежках. Результаты расчета: максимальные напряжения max = 154 МПа; длины L = 87,079 м и L1 = 34,070 м; усилия на трубоукладчиках F1 = F2 = F3 = 252,8 кН; высоты подъема Y1 = 0,892 м и Y3 = 0,907 м. При использовании 3-х трубоукладчиков усилия подъема составляют порядка 25 тс. В случае отсутствия трубоукладчиков в качестве альтернативы возможно использование стрелы-опоры, что недопустимо при технологии с подъемом на берму траншеи. Возникающие напряжения и = 154 МПа ниже 74 предельно допустимых согласно [58] 0,5т, (и = 235 МПа), т.е. при работе колонны с 3-мя трубоукладчиками соблюдается принцип необходимой достаточности. Величина подъемного усилия лежек составляет 13…17 тс. Лежки располагаются на равном удалении друг от друга, технологический разрыв – 20,0 м, а высота – 0,7 м. Такие параметры обеспечивают приемлемые условия для обследования и, при необходимости, ремонта трубной плети. На рисунке 3.11 приведены эпюры НДС. Рисунок 3.11 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при укладке трубы на лежки высотой 0,7 м (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 20 м) Применительно к другим диаметрам напряжения изгиба того же порядка или ниже. Подъемные усилия снижаются пропорционально диаметру трубы. Уровень изгибных напряжений на трубах из стали К60 при использовании современных трубоукладчиков грузоподъемностью 40 тс позволяет обеспечить необходимое усилие подъема. Из этого следует, что ремонт трубопроводов больших диаметров возможен, в т.ч. в промышленных масштабах [6]. 75 3.2.2. Исследование влияния диаметра трубопровода и числа трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка Рассмотрим наиболее сложную, с точки зрения НДС, операцию технологического процесса – подъем трубопровода с применением, например, пяти трубоукладчиков, финишную очистку, обогрев (при необходимости), нанесение нового изоляционного покрытия, укладку, присыпку и засыпку трубопровода (рисунок 3.9). При этом необходимо поддерживать плеть на высоте, обеспечивающей перемещение изоляционной машины на 6…10 м (шаг ремонтной колонны). В стартовой позиции выступающие части изоляционной машины не должны касаться дна траншеи (технологический зазор не менее 0,1 м). С другой стороны, подъем плети на значительную высоту вызывает повышенные изгибные напряжения. Поэтому стоит задача обосновать количество трубоукладчиков, высоту их подъема, расстояние между ними применительно к диаметрам ремонтируемого трубопровода, возможностям ремонтной техники. При этом отметим, что на данном этапе технологическая разрезка не допустима трубопровод уже отремонтирован. Исходные данные для расчета 1. Расчетные схемы представлены на рисунках 2.1 2.3. 2. Диаметры труб 1420, 1220, 1020, 820 и 720 мм. 3. Количество трубоукладчиков от 4 до 6. 4. Высота подъема трубы крайними трубоукладчиками – 1,0 м. 5. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках (критерий оптимизации). 6. Расстояние L0 между трубоукладчиками – 15 м. В результате расчетов НДС были получены: максимальные напряжения изгиба max; усилия на всех трубоукладчиках – F1, F2, F3, F4, F5, F6; длина поднятого участка трубы – L; высоты подъема трубоукладчиками Y1, Y2, Y3, Y4 Y5, Y6. 76 Результаты расчетов приведены в таблицах 3.5 3.7. На рисунках 3.12 3.14 приведены эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений для наиболее сложного варианта – трубы максимального диаметра 1420 мм при использовании соответственно 4, 5 и 6 трубоукладчиков. Таблица 3.5 – Результаты расчетов НДС при использовании 4-х трубоукладчиков Y1 = Y4, Y2 = Y3, F1 = F4, F2 = F3, max, L, м L0, м м м кН кН МПа D = 1420 мм; = 16,5 мм; Jx = 17,916Е-3 м4; q·L0 = 83,5 кН 186,949 15 1,00 1,21658 179 ,2 179,2 157 D = 1220 мм; = 12,4 мм; Jx = 8,576Е-3 м4; q·L0 = 54,0 кН 175,786 15 1,00 1,24321 109,4 109,4 153 D = 1020 мм; = 10,8 мм; Jx = 4,360Е-3 м4; q·L0 = 39,3 кН 163,618 15 1,00 1,27874 74,6 74,6 149 D = 820 мм; = 9,0 мм; Jx = 1,885Е-3 м4; q·L0 = 26,3 кН 150,348 15 1,00 1,32804 46,3 46,3 143 D = 720 мм; = 8,0 мм; Jx = 1,1345Е-3 м4; q·L0 = 20,5 кН 143,186 15 1,00 1,36079 34,6 34,6 140 Таблица 3.6 – Результаты расчетов НДС при использовании 5-ти трубоукладчиков L, м L0, м Y1 = Y5 м Y2 = Y4, м Y 3, м F1 = F5 , кН F2 = F 4 , кН F3 , кН max, МПа 197,305 D = 1420 мм; = 16,5 мм; Jx = 17,916Е-3 м4; q·L0 = 83,5 кН 15 1,00 1,29075 1,39814 153,6 153,6 153,6 150 186,459 D = 1220 мм; = 12,4 мм; Jx = 8,576Е-3 м4; q·L0 = 54,0 кН 15 1,00 1,32531 1,44636 94,4 94,4 94,4 146 174,661 D = 1020 мм; = 10,8 мм; Jx = 4,360Е-3 м4; q·L0 = 39,3 кН 15 1,00 1,37122 1,51065 64,8 64,8 64,8 141 161,820 D = 820 мм; = 9,0 мм; Jx = 1,885Е-3 м4; q*L0 = 26,3 кН 15 1,00 1,43467 1,59992 40,7 40,7 40,7 136 154,905 D = 720 мм; = 8,0 мм; Jx = 1,1345Е-3 м4; q·L0 = 20,5 кН 15 1,00 1,47659 1,65915 30,6 30,6 30,6 127 77 Таблица 3.7 – Результаты расчетов НДС при использовании 6-ти трубоукладчиков L, м L0, м Y1 = Y6, Y2 = Y5, Y 3 = Y4 , F1 = F6 , м м м кН F2 = F5 , F3 = F4 , кН кН max, МПа D = 1420 мм; = 16,5 мм; Jx = 17,916Е-3 м4; q·L0 = 83,5 кН 208,602 15 1,00 1,35057 1,55000 137,3 137,3 137,3 142 D = 1220 мм; = 12,4 мм; Jx = 8,576Е-3 м4; q·L0 = 54,0 кН 198,044 15 1,00 1,39105 1,61552 84,9 84,9 84,9 138 D = 1020 мм; = 10,8 мм; Jx = 4,360Е-3 м4; q·L0 = 39,3 кН 186,572 15 1,00 1,44470 1,70289 58,7 58,7 58,7 134 D = 820 мм; = 9,0 мм; Jx = 1,885Е-3 м4; q·L0 = 26,3 кН 174,106 15 1,00 1,51852 1,82400 37,2 37,2 37,2 130 D = 720 мм; = 8,0 мм; Jx = 1,1345Е-3 м4; q·L0 = 20,5 кН 167,401 15 1,00 1,56716 1,90431 28,1 28,1 28,1 127 Анализ результатов, приведенных в таблицах и на эпюрах, показывает, что: – с увеличением диаметра трубопровода в значительной степени увеличивается усилие подъема, изгибные напряжения также увеличиваются, но они одного порядка; – с увеличением количества трубоукладчиков снижаются изгибные напряжения и усилия подъема, увеличивается длина приподнятого участка. 78 Рисунок 3.12 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при использовании 4-х трубоукладчиков (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) Рисунок 3.13 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при использовании 5-ти трубоукладчиков (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) 79 Рисунок 3.14 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при использовании 6-ти трубоукладчиков (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) y=-25,12+25,08lnx Изгибные напряжения, МПа 160 155 y=-20,42+21,14lnx 150 145 y=-15,04+21,58lnx 140 4 тр-ка 135 5 тр-ков 130 6 тр-ков 125 120 720 820 1020 1220 1420 Диаметр газопровода, мм Рисунок 3.15 – Графики зависимости величины изгибных напряжений от диаметра газопровода с использованием 4-х, 5-ти и 6-ти трубоукладчиков 80 На рисунке 3.15 приведены графики зависимости величины изгибных напряжений от диаметра газопровода для схем с использованием 4, 5 и 6 трубоукладчиков. Из приведенных графиков следует, что значения и составляют 0,30…0,33 т, что укладывается в ограничение 0,5 т [69]. На рисунке 3.16 приведены графики зависимости подъемных усилий от диаметра газопровода для схем с использованием 4, 5 и 6 трубоукладчиков. Из рисунка 3.15 следует, что значительной разницы в напряжениях изгиба с использованием 4-х и 5-ти трубоукладчиков нет (3 %). С использованием 6-ти трубоукладчиков разница заметнее – 7 %. Из приведенных графиков следует, что зависимости не носят линейный характер. Результаты обработки расчетных значений по методу наименьших квадратов приведены в таблице 3.8. По коэффициенту корреляции применительно к изгибным напряжениям ближе всего логарифмическая функция, к усилиям подъема экспоненциальная. Таблица 3.8 – Аналитические функции зависимости параметров от количества трубоукладчиков № Показатель п/п Кол-во Вид функции трубоукладчиков, Коэффициент корреляции шт. 1 Изгибные 4 у = 25,12 + 25,08 ln х 0,999 2 напряжения, 5 у = 20,42 + 21,14 ln х 0,998 3 МПа 6 у = 15,04 + 21,58 ln х 0,998 1 Усилия 4 у = ехр(1,93 + 0,0023х) 0,998 2 подъема, кН 5 у = ехр(1,83 + 0,0022х) 0,998 6 у = ехр(1,78 + 0,0022х) 0,998 3 81 200 F=exp(1,93+0,0023x) Усилия подъема, кН 180 160 F=exp(1,83+0,0022x) 140 F=exp(1,78+0,0022x) 120 100 4 тр-ка 80 5 тр-ков 60 6 тр-ков 40 20 720 820 1020 1220 1420 Диаметр газопровода, мм Рисунок 3.16 – Графики зависимости подъемных усилий от диаметра газопровода для схем с использованием 4-х, 5-ти и 6-ти трубоукладчиков Применительно к диаметру 1420 мм (таблица 3.8) усилия подъема 18,0; 15,3 и 13,7 тс составляют 15…24 % от максимальной грузоподъемности трубоукладчика «Komatsu», что соответствует 2,5…3,0 м вылета стрелы. В трассовых условиях рабочий вылет стрелы при переизоляции составляет около 3,0 м, то есть такая нагрузка приемлема для работы по схеме с 5-ью трубоукладчиками, с некоторыми ограничениями по высоте подъема с 4-мя трубоукладчиками. Использование 6-ти трубоукладчиков не целесообразно, так как изгибные напряжения отличаются незначительно, а обеспечить координированную работу 6-ти трубоукладчиков технически сложнее. Применительно к другим диаметрам ограничений по величине подъема трубоукладчиком «Komatsu» грузоподъемностью 40 тс нет. Технологическая схема с применением нескольких трубоукладчиков нередко подразумевает цикличное перемещение, когда один из трубоукладчиков освобождается от нагрузки и перемещается, а остальные остаются под нагрузкой. При применении схемы с 5-ью трубоукладчиками и 82 технологически временно (перемещение одного трубоукладчика) с 4-мя напряжения изгиба и подъемные усилия изменяются незначительно. Таким образом, в отличие от схемы ремонта с подъемом на берму траншеи проведенные исследования показывают, что применительно к наиболее сложному варианту трубам большого диаметра (1420 мм) из стали К60 схема с пятью трубоукладчиками приемлема по изгибным напряжениям, по величине подъемного усилия трубоукладчиков грузоподъемностью 40 тс; позволяет совмещать работу с циклическими перемещениями и может быть рекомендована для преимущественного применения в промышленных масштабах [42, 43]. 3.2.3. Исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка Высота подъема является одним из основных параметров, определяющих допустимое НДС и производительность ремонтной колонны. С точки зрения НДС, высота подъема плети должна быть минимальной. С точки зрения производительности ремонтной колонны, высота подъема должна быть максимальной, так как в этом случае перемещение ремонтных машин без технологических остановок обеспечит ее наибольший шаг. Поэтому высота подъема должна отвечать этим двум взаимоисключающим критериям. Проведем исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками для реальных значений работы ремонтной колонны. Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы – 1420 мм. 2. Высота подъема трубы крайними трубоукладчиками – 0,7…1,1 м с шагом 0,1 м. 3. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках. 4. Расстояние L0 между соседними трубоукладчиками – 15 м. 5. Количество трубоукладчиков – 5 шт. 83 В результате были получены: максимальные напряжения изгиба max; усилия на всех трубоукладчиках – F1, F2, F3, F4, F5; длина поднятого участка трубы – L; высоты подъема трубоукладчиками Y1, Y2, Y3, Y4, Y5. Результаты расчетов приведены в таблице 3.9. Таблица 3.9 – Результаты расчетов параметров НДС L, м L0 , Y1 = Y 5 , Y2 = Y 4 , м м м Y3 , м F1 = F5, F2 = F4, кН кН F3, кН max, МПа 184,539 15 0,70 0,93250 1,01914 144,6 144,6 144,6 125 189,166 15 0,80 1,05290 1,14683 147,8 147,8 147,8 135 193,397 15 0,90 1,17226 1,27308 150,8 150,8 150,8 144 197,305 15 1,00 1,29075 1,39814 153,6 153,6 153,6 153 200,934 15 1,10 1,40859 1,52232 156,1 156,1 156,1 162 На рисунке 3.17 в качестве примера приведены эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений для высоты подъема 0,9 м (среднее значение). На рисунке 3.18 приведен график зависимости и от высоты подъема плети, построенный по данным таблицы 3.9 и рисунка 3.17. На рисунке 3.19 приведен график зависимости F (усилия подъема) от высоты подъема плети, построенный по данным таблицы 3.9 и рисунка 3.17. Обработка по методу наименьших квадратов [9] данных, приведенных на графиках, показывает, что зависимости носят линейный характер и имеют вид: и = 61 + 92х, (3.4) F = 124,66 + 28,8х. (3.5) 84 Рисунок 3.17 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме трубы крайними трубоукладчиками на 0,9 м Длина выступающих частей изоляционной машины составляет 0,6 м от нижней образующей трубопровода. Технологический путь изоляционной машины до последней (по ходу движения) троллейной подвески трубоукладчика приведен в таблице 3.10. Ход изоляционной машины определяет шаг ремонтной колонны, то есть ее производительность. Таблица 3.10 – Длина рабочего пути изоляционной машины в зависимости от высоты подъема Высота подъема крайними трубоукладчиками, м 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 Длина перемещения изоляционной машины, м 3,0 7,0 10,0 14,0 Максимальные напряжения изгиба, МПа 85 170 σ и =61+92x 160 150 140 130 120 0,7 0,8 0,9 1 1,1 Высота подъема плети, м Рисунок 3.18 – График зависимости и от высоты подъема плети 160 Усилия подъема, кН F=124,66+28,8x 155 150 145 140 0,7 0,8 0,9 1 1,1 Высота подъема плети, м Рисунок 3.19 – График зависимости F от высоты подъема плети Из таблицы 3.10 следует, что высота подъема крайним трубоукладчиком 0,7 м практически не применима, а высота 0,8 м может обеспечить относительно короткий путь изоляционной машины – 3,0 м. Установленная стандартная шпуля с изоляционной лентой (оберткой) для диаметра 1420 мм заканчивается через 7…8 м. Необходима технологическая остановка для установки новой шпули. Таким образом, высота плети у крайнего 86 трубоукладчика 0,9…1,0 м является оптимальной, способной обеспечить шаг ремонтной колонны в пределах технологического цикла 7…8 м. 3.2.4. Исследование влияния расстояния между трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка Расстояние между трубоукладчиками является важным параметром регулирования НДС ремонтируемого участка. Очистная машина технологически может быть размещена в середине колонны и перемещаться между крюками трубоукладчиков. Электростанция, вагончики с оборудованием, сварочными и изоляционными материалами прицеплены к трубоукладчикам. Кроме того, по бровке траншеи перемещается персонал ремонтной колонны. Это означает, что необходимы технологические расстояния между трубоукладчиками (сосредоточенной силой). Проведем исследование НДС участка трубопровода в зависимости от расстояния между трубоукладчиками. Длина трубоукладчика – 5,5 м, вагончиков – до 6,0 м. Поэтому минимальное расстояние между трубоукладчиками не должно быть меньше 12,0 м. Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы 1420 мм. 2. Высота подъема трубы крайними трубоукладчиками – 1,0 м. 3. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках. 4. Расстояние L0 между соседними трубоукладчиками принималось равным 15,0; 20,0; 25,0; 30,0 и 35,0 м. 5. Количество трубоукладчиков – 5. Расчетная схема представлена на рисунке 2.2. В результате были получены: максимальные напряжения изгиба max; усилия на всех трубоукладчиках – F1, F2, F3, F4, F5; длина поднятого участка трубы – L; 87 Высоты подъема трубоукладчиками Y1, Y2, Y3, Y4, Y5, Y6. Результаты расчетов приведены в таблице 3.11. Таблица 3.11 – Результаты расчетов параметров НДС в зависимости от расстояний между трубоукладчиками F1 = F5 , кН F2 = F4 , кН F3 , кН max, МПа 1,29075 1,39814 153,6 153,6 153,6 153 1,00 1,44307 1,61178 170,6 170,6 170,6 141 25 1,00 1,60351 1,83961 189,6 189,6 189,6 132 250,457 30 1,00 1,76558 2,07220 210,0 210,0 210,0 127 269,987 35 1,00 1,92410 2,30181 231,5 231,5 231,5 123 L, м L0, м Y1 = Y5, м 197,305 15 1,00 213,798 20 231,645 Y2 = Y4, м Y 3, м На рисунке 3.20 приведены эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений для среднего значения расстояния между трубоукладчиками (среднее значение – 25,0 м). На рисунке 3.21 приведен график зависимости и (напряжения изгиба) от расстояния между трубоукладчиками по данным таблицы 3.11. На рисунке 3.22 приведен график зависимости F (усилия подъема) от расстояния между трубоукладчиками, построенный по данным таблицы 3.11 и рисунка 3.20. Результаты обработки данных таблицы 3.11 и рисунков 3.21 и 3.22 по методу наименьших квадратов позволили получить аналитическую зависимость, которая имеет вид [19]: и = 100,562 + 792,38/х. (3.6) Характеризуя полученную аналитическую зависимость (обратную по х) с коэффициентом корреляции k = 0,999, отметим следующее: изгибные напряжения уменьшаются с увеличением расстояния между опорами; кривая имеет пологий характер без ярко выраженных экстремумов, и при бесконечном х (3.6) не может опуститься ниже 100 МПа; 88 значимое снижение напряжений изгиба заканчивается после расстояния между трубоукладчиками около 50 м, что можно считать оптимальным с точки зрения min. Рисунок 3.20 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме трубы крайними трубоукладчиками на 1,0 м и расстояниях между соседними трубоукладчиками L0 = 25 м (D = 1420 мм, = 16,5 мм) Напряжения изгиба, МПа 160 σ и = 100,56+792,38/ x 155 150 145 140 135 130 125 120 15 20 25 30 35 Расстояние между трубоукладчиками, м Рисунок 3.21 – График зависимости и от расстояния между трубоукладчиками 89 250 Усилия подъема, кН F=exp(4,73+0,02x) 225 200 175 150 15 20 25 30 35 Расстояния между трубоукладчиками, м Рисунок 3.22 – График зависимости усилия подъема F от расстояния между трубоукладчиками Зависимость усилия подъема имеет вид: F = ехр(4,727 + 0,025х). (3.7) Коэффициент корреляции составил К = 0,999. Пропорционально увеличению расстояния между опорами увеличивается усилие подъема. Существующие трубоукладчики типа «Komatsu» по вылету стрелы способны устойчиво обеспечить подъемное усилие 15…17 тс, большие усилия развить не удается из-за опрокидывающего момента. Ограничение вводится по причине грузоподъемности трубоукладчиков. Таким образом, оптимальными с точки зрения развиваемых трубоукладчиками усилий подъема являются расстояния 13…17 м. Эти расстояния являются приемлемыми с точки зрения НДС, так как напряжения изгиба 150 МПа составляют 0,30…0,33 от предела текучести трубной стали К60. 3.2.5. Исследование влияния уклона ремонтируемого участка на НДС В предыдущих параграфах исследования параметров ремонта проводились для «ровных» участков, то есть разницы высот на правом и левом 90 их концах в соответствии с граничными условиями не было. Специфика переизоляции предполагает проведение работ также и на склонах. Представляет интерес исследование влияния на НДС уклона на ремонтном участке. Расчетная схема участка с уклоном в 7 приведена на рисунке 3.23. Рисунок 3.23 – Расчетная схема трубопровода на участке с уклоном Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы 1420 мм. 2. Высота подъема трубы крайними трубоукладчиками – 1,0 м. 3. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках. 4. Расстояние L0 между соседними трубоукладчиками – 15 м. 5. Количество трубоукладчиков – 5 шт. 6. Угол наклона ремонтируемого участка – 7. Результаты расчета: максимальные напряжения изгиба и max и сжатия сж max; усилия на всех трубоукладчиках – F1, F2, F3, F4, F5; длина поднятого участка трубы – L. Результаты расчетов приведены в таблице 3.12. На рисунке 3.24 представлены эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при изгибе в вертикальной плоскости, а на рисунке 3.25 эпюры продольных сил, напряжений и перемещений при сжатии трубы из-за наличия наклона. Анализ данных, приведенных в таблице 3.12 и рисунках 3.24 и 3.25, показывает, что существенного влияния на значения изгибных напряжений и 91 усилий подъема уклон не оказывает. Разница в пределах точности измерений. В практических расчетах наличие уклона можно не учитывать 80. 153 197,586 155 1,00 1,28994 1,39701 153,7 153,7 153,7 153 0,64 Рисунок 3.24 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при изгибе в вертикальной плоскости (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) МПа max, 153,6 сж max, F3, кН 153,6 МПа F2 = F4 , кН 153,6 Y3, м 1,39814 Y2 = Y4, м 1,29075 Y1 = Y5, м 1,00 L0, м 197,305 155 L, м F1 = F5 , кН Таблица 3.12 – Исходные данные и результаты расчета 92 Рисунок 3.25 – Эпюры продольных сил, напряжений и перемещений при сжатии трубы из-за наличия уклона (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) 3.2.6. Исследование влияния конструкции опорного устройства на крюках трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка Ранее проведенные расчеты выполнялись для конструкции опорного устройства на крюках трубоукладчика (троллейной подвески) с усилием, сосредоточенным в одной точке. Представляют интерес сравнительные исследования влияния сосредоточенной нагрузки в одной точке (рисунок 3.26, а) и в 4-х точках (штатная троллейная подвеска из 4-х рядов роликов, рисунок 3.26, б). Исходные данные для расчета: 1. Диаметр трубы 1420 мм. 2. Высота подъема трубы крайними трубоукладчиками – 1,0 м. 93 3. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках. 4. Расстояние L0 между соседними трубоукладчиками – 15 м. 5. Количество трубоукладчиков – 5 шт. Результаты расчета: максимальные напряжения изгиба и max и сжатия сж max; усилия на всех трубоукладчиках – F1, F2, F3, F4, F5; длина поднятого участка трубы – L. а) б) а) сосредоточенная сила; б) равномерно распределенная нагрузка на 4 опоры Рисунок 3.26 – Расчетная схема Результаты расчета представлены в таблице 3.13. Таблица 3.13 – Исходные данные и результаты расчета Y1 = Y5, L0, м м L, м Y2 = Y4, м Y3, м F1 = F5, кН F2 = F4, кН max, сж F3, кН МПа max, МПа 197,305 115 1,00 1,29075 1,39814 153,6 153,6 153,6 153 197,586 115 1,00 1,28994 1,39701 153,7 153,7 153,7 153 0,64 Результаты расчетов в графическом виде приведены на эпюрах (рисунки 3.27 и 3.28). Анализ данных, приведенных в таблице 3.13, показывает, что изменения и незначительны и в практических расчетах могут не учитываться. 94 Рисунок 3.27 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при использовании подвески 1-ого типа (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) Рисунок 3.28 – Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при использовании подвески 2-ого типа (D = 1420 мм, = 16,5 мм, L0 = 15 м) 95 Анализ эпюр на рисунках 3.27 и 3.28 показывает, что влияние 4-х роликов троллейной подвески нашло отражение на эпюре поперечных сил (рисунок 3.28), но на практических расчетах не сказывается 79. Эффект от такой подвески препятствует смятию трубы при значительной контактной нагрузке. 3.2.7. Исследование влияния перемещения изоляционной машины В технологическом цикле заключительной операцией является нанесение изоляционного покрытия изоляционной машиной (параграф 2.4). Проведем оценку степени влияния перемещения очистной машины весом 2,5 тс на НДС ремонтируемого участка. Проведем расчет НДС для обычной схемы ремонта трубопровода диаметром 1420 мм. Приведем случай перемещения изоляционной машины на 10 м (расчет через 1,0 м пути). Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы – 1420 мм. 2. Высота подъема трубы крайними трубоукладчиками – 1,0 м. 3. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках. 4. Расстояние Lо между соседними трубоукладчиками – 15 м. 5. Количество трубоукладчиков – 5 шт. Полученные результаты: максимальные напряжения изгиба – и max; усилия на крюках трубоукладчиков – F1, F2, F3, F4, F5; длина приподнятого участка трубы – L. Эпюры НДС для случая, когда изоляционная машина подошла к троллейной подвеске, приведены на рисунке 3.29. 96 Рисунок 3.29 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при перемещении изоляционной машины На эпюрах напряжений и перемещений изменений не зарегистрировано. На эпюре поперечных сил видны вертикальные составляющие, при этом колебания подъемного усилия находятся в пределах 15…20 тс (25 %): слева от нулевого положения ≈ 8 м – очистная машина; справа от нулевого положения ≈ 22 м – устройство для подогрева трубы; справа от нулевого положения ≈ 34 м – заключительное положение изоляционной машины. Таким образом, влияние ремонтных машин или их перемещения по трубе на НДС ремонтируемого участка газопровода незначительно (доли процента) и в практических расчетах может не учитываться. 97 Исследование влияния отклонений от принятой схемы ремонта 3.3. на НДС ремонтируемого участка 3.3.1. Исследование влияния отказа одного из трубоукладчиков Моделируется отказ одного из трубоукладчиков. Исходные данные для расчета 1. Диаметр трубы – 1420 мм. 2. Высота подъема трубы крайними трубоукладчиками – 1,0 м. 3. Высоты подъема трубы остальными трубоукладчиками определялись из условия равенства усилий на всех трубоукладчиках. 4. Расстояние Lо между соседними трубоукладчиками – 15 м. 5. Количество трубоукладчиков – 5 шт. Полученные результаты: максимальные напряжения изгиба – и max; усилия на крюках трубоукладчиков – F1, F2, F3, F4, F5; длина приподнятого участка трубы – L. 3.3.1.1. Отказ крайнего трубоукладчика При отказе 1-ого с края трубоукладчика в первое мгновение его нагрузку воспринимает главным образом 2-ой (самый близкий) трубоукладчик (рисунок 3.30). Происходит скачок подъемных усилий, изображенный на эпюре поперечных сил. Мгновенное усилие подъема достигает ≈ 40 тс (более чем в два раза). Одновременно в этом сечении изгибные напряжения достигают 180 МПа. Трубоукладчик начинает опрокидываться. Далее начинает опрокидываться следующий трубоукладчик, так как его подъемное усилие не может составлять более 18 тс. Однако полностью опрокинуться он не может, так как понижение не превышает 0,1 м и всю нагрузку воспринимают 4 трубоукладчика. В крайнем случае произойдет отрыв гусеницы трубоукладчика, воспринимающего нагрузку, со стороны противовесов, то есть система поднятия бесконечной плети трубоукладчиками 98 саморегулирующаяся. После некоторых колебаний плеть займет положение несколько ниже исходного, которое обеспечивается подъемными усилиями уже 4-х трубоукладчиков ≈ 18 тс. Изгибные напряжения составят величину, соответствующую подъему трубы крайними трубоукладчиками 0,9 м, то есть около 150 МПа [81]. Рисунок 3.30 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при отказе 1-ого слева трубоукладчика 3.3.1.2. Отказ 2-ого от края трубоукладчика При отказе 2-ого с края трубоукладчика в первое мгновение его нагрузку воспринимают два соседних трубоукладчика (рисунок 3.31). При этом их мгновенные подъемные усилия возрастают до 22 и 28 тс соответственно. Одновременно в сечении на крюках у этих трубоукладчиков изгибные напряжения достигают 170 МПа. Трубоукладчики начинают опрокидываться, 99 но после достижения подъемного усилия ≈ 18 тс их положение стабилизируется. Рисунок 3.31 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при отказе 2-ого слева трубоукладчика 3.3.1.3. Отказ среднего трубоукладчика В первое мгновение его нагрузку в одинаковой степени воспринимают соседние трубоукладчики (рисунок 3.32), при этом их мгновенные подъемные усилия будут равны 25 тс. Изгибные напряжения практически не изменятся и составят ≈ 150 МПа, то есть перейдут в симметричную схему с применением 4-х трубоукладчиков. Остальные, как и в пп. 3.3.1.1 и 3.3.1.2, стабилизируются при подъемном усилии ≈ 18 тс. Отказ трубоукладчиков с правой стороны не рассматривается, так как система симметрична и соответствует вариантам, рассмотренным в п. 3.3.1.1 и п. 3.3.1.2. 100 Рисунок 3.32 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при отказе среднего трубоукладчика 3.3.1.4. Отказ нескольких трубоукладчиков Моделируется отказ 2-х, 3-х или всех трубоукладчиков, что приведет к опусканию (сбрасыванию) плети и укладке ее на троллейные подвески и ремонтные машины. При этом возникает реальная вероятность поломки ремонтных машин. Однако вероятность разрушения трубной плети незначительна. Проведенные исследования показывают, что даже форс-мажорные обстоятельства в виде отказа возникновению мгновенных трубоукладчиков напряжений ограничивающих 0,5 т (≈ 235 МПа). около могут 180 МПа, привести что к ниже 101 Преимуществом технологии ремонта с подъемом в траншее является саморегулирование взаимодействия системы «бесконечная трубная плеть – трубоукладчики». 3.3.2. Исследование влияния изменения высотного положения одного из трубоукладчиков Технология нанесения изоляционного покрытия и другие операции переизоляции основаны на подъеме бесконечной трубной плети несколькими трубоукладчиками одновременно и перемещении их по спланированной бульдозером бровке траншеи. Как бы ровно ни была спланирована полоса для проезда тяжелой техники, при проезде трубоукладчика на гусеничном ходу обязательно будут встречаться неровности, кочки и т.п., что неизменно вызовет непродолжительное отклонение стрелы трубоукладчика в вертикальной плоскости. Исследуем влияние на НДС ремонтируемого участка вертикального отклонения стрелы одного из трубоукладчиков при наезде на кочку высотой 0,1 м. 3.3.2.1. Наезд на препятствие 1-ого (по ходу движения) трубоукладчика Исходные данные соответствуют приведенным в п. 3.3.1. Эпюры НДС приведены на рисунке 3.33; моделируется отклонение стрелы трубоукладчика на 0,1 м вверх. В первое мгновение возрастает значение подъемного усилия на этом трубоукладчике до 28 тс и происходит некоторое снижение подъемного усилия на двух соседних трубоукладчиках до 7,0 тс. Возрастает усилие на крайнем правом трубоукладчике до 20 тс (эффект коромысла). Максимальные напряжения изгиба возникают на втором справа трубоукладчике (130 МПа). Начинает опрокидываться первый трубоукладчик. В следующее мгновение два средних трубоукладчика воспринимают нагрузку, усилия подъема выравниваются, напряжения изгиба устанавливаются в пределах 150 МПа [81]. 102 Рисунок 3.33 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме первого трубоукладчика на 0,1 м 3.3.2.2. Наезд на препятствие 2-ого трубоукладчика Исходные данные соответствуют приведенным в п. 3.3.1. Эпюры НДС приведены на рисунке 3.34; моделируется отклонение стрелы трубоукладчика на 0,1 м вверх. В первое мгновение значение подъемного усилия возрастает до 33,5 тс, снижаются подъемные усилия до 2 тс на трубоукладчике слева, а также на двух трубоукладчиках справа, до 18 тс возрастает усилие на крайнем правом трубоукладчике (эффект коромысла). Изгибные напряжения в точке подъема увеличиваются до 200 МПа. В следующее мгновение нагрузка перераспределяется на все трубоукладчики, усилия подъема выравниваются, напряжения изгиба устанавливаются в пределах 150 МПа. 103 Рисунок 3.34 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме второго трубоукладчика на 0,1 м 3.3.2.3. Наезд на препятствие среднего трубоукладчика Исходные данные соответствуют приведенным в п. 3.3.1. Моделируется отклонение стрелы трубоукладчика на 0,1 м вверх. Эпюры НДС приведены на рисунке 3.35. В первое мгновение возрастает значение подъемного усилия до 36 тс, симметрично снижаются усилия подъема до 9,0 и 6,5 тс на других трубоукладчиках. Изгибные напряжения на среднем трубоукладчике возрастают до 230 МПа. В следующее мгновение нагрузка перераспределяется на все трубоукладчики, усилия подъема выравниваются, напряжения изгиба устанавливаются в пределах 150 МПа. Система симметрична, поэтому наезд трубоукладчиков на препятствие справа не рассматривается. 104 Рисунок 3.35 – Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме среднего трубоукладчика на 0,1 м Проведенные исследования показывают, что изменение высотного положения одного из трубоукладчиков вызывает мгновенные скачки подъемного усилия и изгибных напряжений. Затем система выравнивается, то есть происходит саморегулирование. Мгновенные скачки напряжений изгиба возникают при перемещении крюка на среднем трубоукладчике и не превышают 230 МПа, то есть не превышают допустимого уровня согласно [69]. Выводы по главе 3 1. С помощью разработанной методики расчета НДС проведены исследования НДС участка газопровода, ремонтируемого с подъемом на берму траншеи (для участков с высоким уровнем грунтовых вод), которые показали, что этот способ имеет ограниченное применение по диаметрам и высоте подъема (из-за глубины траншеи). Кроме того, для работы по этой схеме могут 105 применяться только трубоукладчики грузоподъемностью не ниже 40 тс, стрелы-опоры и другие подъемные средства не применимы. 2. Применительно к способу ремонта с подъемом на берму траншеи установлено следующее: – ограничения по величине подъемной силы для трубопроводов диаметрами до 1220 мм практически отсутствуют; – с точки зрения НДС, ограничения имеют место для ряда диаметров (720, 820, 1020, 1220, 1420 мм), и во избежание гофрообразования (разрушения трубопровода) этот способ применяется преимущественно с разрезкой. 3. Применительно к предлагаемой схеме переизоляции с подъемом в траншее (схема № 3) для ряда диаметров (720, 820, 1020, 1220, 1420 мм) доказана возможность ремонта по этой технологии с использованием современных технических средств (трубоукладчиков). Для обоснования схемы проведены исследования НДС и подъемного усилия и получены следующие основные результаты: для операций подъема в траншее, предварительной очистки с укладкой на лежки обоснована оптимальная технологическая высота подъема 0,9…1,0 м (средний трубоукладчик) и необходимое число трубоукладчиков три; для операций подъема в траншее, финишной очистки и нанесения нового изоляционного покрытия применительно к наиболее сложному варианту (диаметр 1420 мм) обоснованы: высота подъема крайними трубоукладчиками 0,9…1,0 м; оптимальное количество трубоукладчиков (5) исходя из их усилий подъема при приемлемых изгибных напряжениях около 150 МПа (0,3 и); шаг ремонтной колонны 7…8 м (технологический цикл, связанный с установкой новой шпули с изоляционной лентой); оптимальное расстояние между трубоукладчиками (около 15,0 м) исходя из технических характеристик современных трубоукладчиков при приемлемых изгибных напряжениях около 150 МПа (0,3 и). 106 4. Применительно к наиболее сложному варианту (диаметр 1420 мм) проведены исследования по влиянию на НДС: уклона на ремонтируемом участке. Установлено, что уклон существенного влияния на значения изгибных напряжений и усилий подъема не оказывает (≈ 0,1 %); троллейной подвески с 4-мя рядами опор. Выявлено, что подвеска оказывает несущественное влияние на распределение усилий подъема. Однако для практических расчетов этим можно пренебречь, так как принципиального отличия от сосредоточенной нагрузки данные расчетные значения не имеют. 5. Проведены исследования влияния отклонений параметров ремонта (форс-мажорные обстоятельств) от технологической схемы с подъемом в траншее. Установлено, что перемещения изоляционной машины по трубе влияют на изгибные напряжения незначительно, усилия подъема изменяются в пределах 2,5 %; отказ одного из 5-ти трубоукладчиков в ремонтной колонне вызывает мгновенное увеличение усилий подъема (более чем в два раза) и незначительное (до 20 %) увеличение изгибных напряжений и на соседних трубоукладчиках. Затем происходят перераспределение усилий, изгибных напряжений и возврат к практически исходным параметрам; временный подъем одного из трубоукладчиков вверх при наезде на препятствие приводит к мгновенному увеличению усилий подъема (более чем в два раза) и изгибных напряжений и (до 20 %) на этом трубоукладчике, снижению нагрузки и напряжений на соседних. Затем происходят стабилизация системы и возврат к исходному положению; мгновенные увеличения изгибных напряжений и в форс-мажорных обстоятельствах не превышают 0,45т, что ниже нормативного ограничения 0,5т. 6. В соответствии с проведенными исследованиями установлено, что при применении в процессе переизоляции газопроводов технологической схемы с 107 подъемом в траншее гарантированно обеспечивается уровень изгибных напряжений в пределах требований нормативов (до 0,45т), а также возможность проведения этих работ имеющейся ремонтной техникой (трубоукладчиками грузоподъемностью 40 тс). Доказано, что в соответствии с принятой схемой трубоукладчики» ремонта система саморегулирующаяся «бесконечная (в т.ч. трубная в плеть – форс-мажорных обстоятельствах), что исключает ее разрушение или повреждение. 108 4. ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ 4.1. Экспериментальная проверка основных положений методики расчета Исследования параметров ремонта с подъемом в предыдущей главе проводились с помощью разработанной методики расчета. Настоящий параграф посвящен проверке достоверности методики расчета. С этой целью проведены экспериментальные исследования параметров ремонтной колонны ремонтируемого участка газопровода Уренгой Новопсков диаметром 1420 мм. Измерения проводились в ремонтной колонне с использованием 5 трубоукладчиков (рисунок 4.1) в декабре 2008 года при отрицательной температуре минус 18 оС. Рисунок 4.1 – Ремонтная колонна с использованием 5 трубоукладчиков Программа исследований включала: измерение параметров ремонтируемого участка (трубной плети) в исходном положении, высотного положения и линейных параметров 109 (расстояния между трубоукладчиками, высоты подъема, протяженности приподнятого участка и т.п.); геодезическое позиционирование с шагом ≈ 5,0 м при подъеме на технологическую высоту; измерение толщины стенки каждой трубы на приподнятом участке; измерение подъемного усилия в контрольном сечении. Известно, что величина подъемного усилия, высота подъема, протяженность приподнятого участка, изгибающие моменты (изгибные напряжения) связаны дифференциальной зависимостью, и при получении данных по усилию подъема (поперечным силам) можно получить расчетные напряжения стенки трубопровода. 4.1.1. Применяемое оборудование 1. Весы электронные крановые для статического взвешивания с дистанционным управлением МК-20000 (до 20 тс). Погрешность измерения – 10 кг, дата последней поверки 15.08.2008. 2. Теодолит со встроенным дальномером ТОРКОN JPT 7505. Лазерная рулетка LEIKA DLFTO. Дата поверки 01.12.2008. 3. Ультразвуковой толщиномер Булат 1М. 4. Трубоукладчик «Komatsu» – Д85С грузоподъемностью 40 тс 5 шт. 4.1.2. Сравнение экспериментальных данных с расчетными результатами Поддержание плети проводится последовательным перемещением каждого трубоукладчика, последний в колонне трубоукладчик перемещается на место 1-ого. Схема измерений приведена на рисунке 4.2. Здесь Роч – точка приложения веса очистной машины (между 3-им и 4-ым трубоукладчиками); Риз – точка приложения веса изоляционной машины (за 5-ым трубоукладчиком); 110 h – высота подъема 1-ым трубоукладчиком; L0, L1, L2 – расстояния от опоры до точки отрыва плети, м; Т1; Т2; Т3; Т4; Т5 – трубоукладчики. положение без подъема трубоукладчиком; трубоукладчик подведен, динамометр закреплен на его стреле; ------------ положение при подъеме трубоукладчиком. Рисунок 4.2 – Схема проведения экспериментальных измерений Измерения проводились при остановленной колонне с использованием 5-ти трубоукладчиков. Очистная машина располагалась между 3-им и 4-ым трубоукладчиками, изоляционная машина – за 5-ым трубоукладчиком. Динамометр устанавливался на крюк первого (по ходу движения) трубоукладчика (рисунок 4.2). Исходная высота от нижней образующей до дна траншеи составила h0 = 0,39 м, длина L0 = 50 м. Плеть поддерживали 4-е трубоукладчика, расстояния между которыми приведены на рисунке 4.2. Подводится 1-ый трубоукладчик (рисунок 4.3). Подъемное усилие составило 0,18 тс, плеть поднялась на 0,089 м. Высота подъема плети h1 = h0 + 0,089 = 0,479 м, длина L1 = 52 м. При высоте подъема плети h2 = h1 + 0,144 = 0,623 м подъемное усилие составило 15,23 тс (рисунок 4.4), длина L2 = 65 м. 111 Так как измерения проводились через 5,0 м, значения L0, L1 и L2 определялись с элементами интерполяции. С учетом высотных, линейных параметров, а также усилий подъема с использованием методики проведены расчеты НДС применительно к схеме, представленной на рисунке 4.2. Рисунок 4.3 – Установка динамометра на крюк трубоукладчика Рисунок 4.4 – Показания динамометра при высоте подъема 0,623 м 112 При сравнении параметров, полученных теоретическим расчетом и экспериментальных, за критерий оптимизации было принято измеренное усилие подъема (0; 0,18 и 15,23 тс). Полученные теоретическим расчетом высота подъема и длина от крюка трубоукладчика до точки отрыва приведены в таблице 4.1. Таблица 4.1 – Результаты измерения параметров Операция Подготовка опоры Подведение опоры Подъем плети F, тс 0 0,18 15,23 экспер. h, м теорет. 0,39 0,479 0,623 0,42 0,52 0,7 откл., % 7 8 11 экспер. L, м теорет. 50 52 65 45,21 46,72 63,14 откл., % 10 11 3 Из таблицы видно, что отклонения параметров находятся в пределах 3…11 %, то есть сходимость результатов хорошая, что свидетельствует о достоверности методики расчета НДС [82]. 4.2. Ремонт газопроводов в зимних условиях Экспериментальная проверка достоверности методики расчета проводилась в декабре, в зимних условиях, при отрицательной температуре. В практике нефтепроводной отрасли до 90-х годов зимний ремонт с заменой изоляционного покрытия проводился в два этапа по следующей технологии [4]: 1) земляные работы, вскрытие трубопровода проводятся в летнее время; 2) ремонт с подъемом в траншее, очистка от старой изоляции, нанесение нового изоляционного покрытия, укладка на старое ложе, засыпка грунтом в зимнее время. Так как ремонт проводился без остановки перекачки, температура трубопровода соответствовала температуре нефти, т.е. выше 0 оС. Поэтому при операциях подъема проблема хладноломкости трубной стали не возникала и в расчетах НДС не учитывалась. Специфика капитального ремонта газопроводов предполагает ремонтные работы на опорожненном трубопроводе, температура 113 стенки которого соответствует температуре воздуха. В зимнее время это означает отрицательную температуру. Некоторые трубные стали, например 19Г [13], вообще не могут эксплуатироваться при отрицательных температурах, а значит и ремонтные работы, связанные с возникновением изгибных напряжений, в зимнее время на них проводиться не могут. В процессе ремонтных работ с подъемом трубной плети в траншее при операциях подъема, опускания в трубопроводе возникают статические и динамические нагрузки, изгибные напряжения, и в условиях отрицательных температур возникающие напряжения плюс хладноломкость стали способны разрушить трубу. Поэтому при проведении ремонтных работ на трубопроводах больших диаметров, связанных с подъемом и перемещением трубной плети, необходим учет отрицательных температур. Хладноломкость стали серьезный фактор. Этот фактор должен учитываться в проектной документации. Согласно [12], при подъеме трубопровода для очистки от старой изоляции или для нанесения новой изоляции определение высоты подъема, выбор количества и расстановка трубоукладчиков осуществляются исходя из условия ограничения деформации трубопровода в местах с минимальным радиусом кривизны, вызываемой достижением критической температуры хрупкости [90] металла значений температуры окружающей среды. Известно, что относительную деформацию металла трубы Э в сечении z можно определить по зависимости: Э = Dн Mz / (2 EI), где (4.1) Dн – наружный диаметр трубы; Mz – изгибающий момент; EI – изгибная жесткость трубы. Ограничивая относительную деформацию стенки трубы величиной относительной деформации при температуре хрупкости металла (при температуре окружающей среды), допустимое значение изгибающего момента можно определить по зависимости: 114 Mz = 2Э EI/ Dн . (4.2) Например, для трубопровода из углеродистой стали относительные деформации тела трубы, вызывающие повышение критической температуры хрупкости металла трубы до температуры 8 температуры минус 5 изгибающего о о С, составляют 0,05, а до С – 0,02. Следовательно, значение допустимого момента для трубопровода из углеродистой стали при температуре минус 5 оС в 1,06 раза меньше, чем при температуре 8 оС. Полученные в третьей главе значения напряжений изгиба порядка 0,30…033 бт (предела текучести трубной стали Х70, из которой изготовлены газопроводы ООО «Газпром трансгаз Уфа») позволяют уверенно проводить работы, связанные с подъемом трубы, при температуре воздуха минус 30 оС без разрушения трубы из-за хладноломкости стали. При более низких температурах проведение работ без крайней производственной необходимости нецелесообразно Таким образом, достигнут технический результат предотвращение разрушения трубопровода при производстве очистных и изоляционноукладочных работ по причине перехода деформированного трубопровода в хрупкое помимо состояние при снижении температуры окружающей среды, что, обеспечения целостности ремонтируемой трубы, способствует повышению безопасности производства ремонтных работ. На способ ремонта трубопровода в зимних условиях с учетом хрупкого излома трубной стали получен патент РФ [38], что позволило обосновать производство капитального ремонта газопроводов больших диаметров в зимнее время (при отрицательных температурах). 4.3. Объемы переизоляции В таблице 4.2 приводятся данные по объемам ежегодной переизоляции (капитальному ремонту с заменой изоляционного покрытия) газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» начиная с 2004 года (год начала выполнения программы ОАО «Газпром» по сплошной переизоляции). 115 Таблица 4.2 – Объемы переизоляции газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» Год Наименование газопровода Диаметр, мм 4 720 Участок, км 5 481-506 Протяженность, км 6 25,00 2 2004 3 Ишимбай Уфа 2005 Уренгой Петровск Уренгой Петровск Ишимбай Уфа Стерлитамак Магнитогорск 1420 1420 720 820 1845-1860 1751-1766 456-530 15,00 15,00 42,66 3,00 2006 Уренгой Петровск Уренгой Новопсков Уренгой Новопсков Ишимбай Уфа Магнитогорск Стерлитамак Туймазы Уфа Туймазы Уфа 1420 1420 1420 720 820 325 325 1751-1757 1751-1766 1845-1860 532-549 283-297 461-486 427-452 6,80 15,50 15,00 17,20 14,00 24,00 22,80 2007 Уренгой Петровск Уренгой Новопсков Уренгой Новопсков Челябинск Петровск Стерлитамак Магнитогорск Магнитогорск Стерлитамак Ишимбай Уфа Ишимбай Уфа Туймазы Уфа Туймазы Уфа Туймазы Уфа Туймазы Уфа Магнитогорск Ишимбай ГО к ГРС г. Уфа 1420 1420 1420 1420 820 820 720 720 325 325 325 325 530 325 1860-1876 1860-1876 1766-1772 333-348 154-171 277-283 370-408 523,2-530, 402-427 367-392 451-461 391-405 283-294 0-13 (две нитки) 15,30 15,70 6,05 15,00 16,50 5,30 38,10 7,12 25,40 23,80 8,50 12,90 8,80 21,10 2008 СРТО Урал Челябинск Петровск Уренгой Новопсков Уренгой Новопсков Магнитогорск Стерлитамак Ишимбай Уфа Шкапово Ишимбай Туймазы Уфа ГО к ГРС г. Уфы 1420 1420 1420 1420 820 720 530 325 325 1900-1915 348-363 2020-2035 2035-2045 171-183 432,2-456,8 95,4-117 337,8-368,5 2-12 15 15 15 10 22 22,15 21,6 30,45 10 116 Окончание таблицы 4.2 2 2009 2010 2011 2012 2013 3 Уренгой Новопсков Уренгой Новопсков Уренгой Новопсков Ишимбай Уфа Совхозное ПХГ КСПХГ Магнитогорск Ишимбай Магнитогорск Ишимбай Челябинск Петровск Челябинск Петровск Ишимбай Уфа Ишимбай Уфа Магнитогорск Стерлитамак 4 1420 1420 1420 720 720 530 530 5 1875-1900 1900-1914 2003-2020 549-553,4 22-32 287-291 292-304 6 25,00 14,00 17,00 4,20 10,00 4,00 12,00 1420 1420 720 720 820 481-508 457-481 425-434 408-425 300-325 27,00 24,00 9,00 17,00 25,00 Уренгой Петровск Уренгой Петровск Уренгой Петровск Уренгой Петровск Магнитогорск Стерлитамак Г-д-отвод на Уфу Кумертау Ишимбай Г-д-отвод Белорецк Челябинск Петровск Челябинск Петровск Уренгой Новопсков Магнитогорск Стерлитамак Магнитогорск Стерлитамак Шкапово Ишимбай Г-д-отвод на Уфу Челябинск Петровск Магнитогорск-Стерлитамак 1420 1420 1420 1420 820 820 720 325 1876-1900 1900-1914 1942-1944 1944-1969 240-252 10-22 84-94 0-18 24,00 14,00 2,10 24,70 12,00 12,00 9,50 18,00 1420 1420 1420 820 820 530 820 364-389 389-403 1944-1969 223-240 183-206 117-128 0-10 25,00 14,00 25,00 17,00 23,00 11,10 10,00 1420 820 431-456 286-298 25,40 12,00 4.4. Экономический расчет Эффектообразующим показателем является снижение затрат на проведение переизоляции газопроводов благодаря использованию новой технологии. Сопоставляются затраты на переизоляцию 1 км газопровода по существующей, согласно нормативам, технологии (схема № 1, глава 2) с затратами по предлагаемой технологии (схема № 3). 117 Проектно-конструкторским бюро ООО «Газпром трансгаз Уфа» разработаны сметы затрат на земляные работы (таблица 4.3), проводимые при переизоляции газопроводов всего ряда диаметров 325…1420 мм согласно схемам № 1 и № 3. Для сравнения приведены затраты по схеме № 2. Результаты сметного расчета приведены в таблице 4.3. Таблица 4.3 – Выписка по сметной стоимости ремонтных работ Сметная стоимость строительных работ. Локальный сметный расчет Схема № 1 (базовая), тыс. руб. Схема № 3 (предлагаемая), тыс. руб. Газопровод Ду 1400 мм Газопровод Ду 1200 мм Газопровод Ду 800 мм Газопровод Ду 700 мм Газопровод Ду 500 мм Газопровод Ду 300 мм 538,498 497,745 341,289 318,347 250,623 165,137 227,453 206,622 139,240 127,267 106,655 63,987 Схема №2 (для сравнения), тыс. руб. 129,422 109,362 66,206 Экономический эффект, тыс. руб. 311,045 291,123 202,049 191,080 143,968 101,150 Примечание Сметы составлены в ценах 2001 г. 4.5. Расчет экономического эффекта по ООО «Газпром трансгаз Уфа» Исходные данные для расчета в соответствии с [3] представлены в таблице 4.4. Таблица 4.4 – Исходные данные для расчета на базовый 2009 год по ООО «Газпром трансгаз Уфа» № п/п 1 2 3 4 5 6 Наименование показателей Протяженность участков, км Сметная стоимость работ по базовому варианту, тыс. руб./км Сметная стоимость работ по предлагаемому варианту, тыс. руб./км Экономический эффект по диаметрам, тыс. руб./км Суммарный эффект на объем, тыс. руб. Усредненный эффект, тыс. руб./км Значения показателей по диаметрам 530 мм 720 мм 1420 мм 16,0 14,2 56,0 250,623 318,347 538,498 106,655 127,267 227,453 143,968 191,080 311,045 2303,488 2713,336 17418,520 260,270 Итого 86,2 22435,344 118 В качестве базового варианта для расчета согласно п. 2.1.6 [71] приняты данные по переизоляции за 2009 год (т.е. на момент выполнения расчетов). В строчке 1 таблицы 4.4 указаны фактические объемы переизоляции за 2009 год, в столбцах 3 5 они разнесены по диаметрам, что соответствует требованиям п. 2.1.12 [71]. Сметные стоимости базового и предлагаемого вариантов приведены в строчках 2 и 3 соответственно. В строчке 4 представлен экономический эффект как разность эффектов базового и предлагаемого вариантов. В строчке 5 указан суммарный экономический эффект за базовый 2009 год. В соответствии с п. 2.2.1 [71] в строчке 6 представлен усредненный экономический эффект, полученный делением значения строчки 5 столбца 6 на значение строчки 1 столбца 6. На основании исходных данных, приведенных в таблице 4.4, составлен расчет экономической эффективности (таблица 4.5). Согласно п. 2.1 [71] коммерческий эффект рассчитывается не менее чем на 10 лет. В столбцах 3 12 указаны годы внедрения на 10 лет с 2004 по 2013 гг. Фактические данные по объемам переизоляции указаны в столбцах 3 8 и строчках 1 7, итоговые данные по диаметрам – столбце 8, строчках 1 7. В строчке 8 (столбцы 3 8) указаны суммарные объемы переизоляции в км. С 2010 по 2013 гг. данных по объему переизоляции нет. Для заполнения строчки 8 (столбцы 9 12) с целью приведения к усредненной динамике внедрения (п. 2.2.1 [71]) проведем линейную экстраполяцию по формуле: у = а + bх. (4.3) Получено, что у = 66,19 + 19,05х с коэффициентом корреляции Кк = 0,96. 119 Таблица 4.5 – Расчет показателей коммерческой эффективности от внедрения технологии переизоляции № п/п 1 1 2 3 4 5 6 Наименование показателей 2 1420 1220 Переизоляция 1020 газопроводов 820 по диаметрам, 720 мм 530 325 Общие объемы, км Суммарный эффект, тыс. руб. 10 Коэффициент приведения к году внедрения Коэффициент фактического объема Суммарный экономический эффект, приведенный к году внедрения, тыс. руб. 11 12 2012 11 2013 12 Итого 13 435,55 171,8 201,88 64,5 102 116,3 125,1 37,4 196,92 1070,65 22435,34 25882,6 28640,85 31607,37 10325,13 4,8 5,05 5,53 5,964 6,399 6,834 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 146063,24 142575,60 101968,62 128817.7 153732.67 182030,0 70561,94 1068784,62 2005 4 30 2006 5 37,3 2007 6 52,05 25 3 42,66 14 17,2 21,8 45,22 8,8 22 22,1 21,6 14,2 16 25 75,66 46,8 115,3 91,7 219,57 40,42 161,12 86,2 4777 18088,97 21909,94 39777,57 33003,61 2,89 3,42 3,8 4,08 0,9 0,9 0,9 12425 55677,85 74932,00 119 7 8 9 Протяженность переизоляции по годам, км 2008 2009 2010 2011 7 8 9 10 55 56 2004 3 120 Данные согласно формуле (4.3) занесены в строчку 8 (столбцы 9 12). В строчке 8 (столбец 13) приведены суммарные итоги переизоляции за 10 лет – 1519,12 км, что составляет 31 % от общей протяженности газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа». В строчке 9 приводится суммарный эффект по годам в ценах 2001 г. В строчке 12 представлены данные, полученные перемножением значений строчек 9 11. В строчке 10 указывается коэффициент приведения к данному году по отношению к 2001 году (сметный расчет). В столбцах 3 11 проставлены коэффициенты приведения к году внедрения (п. 2.1.8 [71]) по ООО «Газпром трансгаз Уфа». С целью приведения к усредненной динамике определим коэффициенты приведения за 2010 2013 гг. Линейная экстраполяция по формуле (4.3) с коэффициентом корреляции Кк = 0,99 имеет вид: у = 2,913 + 0,435х. (4.4) Рассчитанные данные занесены в строчку 10 (столбцы 9 12). В строчке 11 учтен коэффициент приведения К1 = 0,9, означающий, что 90 % газопроводов переизолировано заявленным способом, а остальные 10 % по схеме с подъемом на берму траншеи. В строчке 12 приводится суммарный эффект от снижения затрат в результате внедрения предложенной технологии переизоляции. Суммарный эффект составил 1068784,62 тыс. руб. Таким образом, новая технология ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее получила: - теоретическое обоснование с расчетами основных параметров ремонтной колонны; - экспериментальное подтверждение; - значительный экономический эффект и широкое внедрение в масштабах ОАО «Газпром». 121 Вышеизложенное послужило основанием для включения ее в виде дополнения в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов» (Приложение 1). Выводы по главе 4 1. В условиях переизоляции участка газопровода диаметром 1420 мм проведена экспериментальная проверка достоверности методики расчета НДС, которая показала хорошую сходимость результатов исследований (отклонения в пределах 3…11 %) с расчетными значениями. 2. Доказана возможность капитального ремонта газопроводов больших диаметров из стали Х70 (наиболее распространенная для трубопроводов больших диаметров) в зимних условиях (при отрицательной температуре) при соблюдении оптимальных параметров ремонтной колонны. 3. Разработанная технология внедрена в подразделениях ОАО «Газпром» в промышленных масштабах, при этом в ООО «Газпром трансгаз Уфа» получен экономический эффект в сумме 1068784,62 тыс. руб. 4. Технология в виде дополнения введена в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов». 122 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Применительно к газопроводам больших диаметров разработана и научно обоснована технология капитального ремонта с подъемом в траншее. Данный способ совмещает преимущества рекомендованных нормативами схем ремонта (в траншее и с подъемом на берму траншеи). При этом объемы земляных работ по сравнению с базовой технологией (в траншее) снижаются более чем в 2 раза. 2. Разработана методика расчета НДС ремонтируемого участка газопровода применительно к технологическим схемам ремонта: в траншее (с подкопом), с подъемом на берму траншеи, с подъемом в траншее. 3. Обоснованы оптимальные (расчетные) параметры ремонтной колонны: количество трубоукладчиков, высота подъема, расстояние между трубоукладчиками, шаг ремонтной колонны. При исследованиях форс-мажорных обстоятельств (отказ трубоукладчиков, наезд их на препятствие и т.п.) установлено, что напряжения в трубопроводе перераспределяются. Возникающие мгновенные максимальные напряжения не превышают 0,45т, то есть находятся в пределах нормативных 0,5т. 4. Проведена экспериментальная проверка достоверности разработанной методики расчета НДС в трассовых условиях, которая показала хорошую сходимость расчетных и экспериментальных результатов (отклонения в пределах 3…11 %). 5. Доказана, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможность капитального ремонта газопроводов больших диаметров при отрицательных температурах до минус 30 оС и ниже при условии соблюдения расчетных параметров ремонтной колонны. На способ ремонта трубопровода в зимних условиях получен патент РФ. 123 6. Разработанная технология внедрена в подразделениях ОАО «Газпром» в промышленных масштабах, при этом в ООО «Газпром трансгаз Уфа» получен экономический эффект в размере 1068784,62 тыс. руб. Технология ремонта с подъемом в траншее в виде дополнения введена в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов». 124 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Азметов, Х. А. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов Текст / Х. А. Азметов, И. А. Матлашов, А. Г. Гумеров. СПб.: Недра, 2005. 248 с. 2. Айнбиндер, А. Б. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость Текст / А. Б. Айнбиндер, А. Г. Камерштейн. М.: Недра, 1982. – 341 с. 3. Айнбиндер, А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость Текст: справочное пособие / А. Б. Айнбиндер. М.: Недра, 1991. 287 с. 4. Асадуллин, М. З. Изоляционное покрытие нового поколения «АСМОЛ» и его модификация – лента «ЛИАМ» Текст / М. З. Асадуллин, Р. М. Аскаров, Ю. В. Теребилов и др. // Обзорная информация. Серия «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. 46 с. 5. Асадуллин, М. З. Опыт обследования и ремонта участка МГ Уренгой Петровск Полянского ЛПУ ООО «Баштрансгаз» Текст / М. З. Асадуллин, Р. Р. Усманов, Р. М. Аскаров и др. // Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. – С. 54-57. 6. Аскаров, Р. М. Разработка и внедрение технологии переизоляции магистральных газопроводов с подъемом в траншее. Обслуживание и ремонт газонефтепроводов Текст / Р. М. Аскаров, Р. Р. Усманов // Матер. 4-ой Междунар. конф. 6-11 октября 2008 г. (г. Геленджик). – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. С. 240-246. 7. Березин, В. Л. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов Текст / В. Л. Березин, К. Е. Ращепкин, Л. Г. Телегин. М.: Недра, 1978. 301 с. 125 8. Бородавкин, П. П. Сооружение магистральных трубопроводов Текст: учебник для вузов / П. П. Бородавкин, В. Л. Березин. М.: Недра, 1987. 471 с. 9. Бородавкин, П. П. Подземные магистральные трубопроводы Текст / П. П. Бородавкин. М.: Недра, 1982. – 384 с. 10. Бородавкин, П. П. Прочность магистральных трубопроводов Текст / П. П. Бородавкин, А. М. Синюков. – М.: Недра, 1984. – 245 с. 11. Будзуляк, Б. В. Выполнение программы переизоляции магистральных газопроводов – важнейшее стратегическое направление в обеспечении планов транспорта газа Текст / Б. В. Будзуляк // Повышение надежности и безопасности работы магистральных газопроводов ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ «Газпром», 2004. – С. 3-8. 12. Быков, Л. И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов Текст: учебное пособие / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков и др.. – СПб.: Недра, 2006. 824 с. 13. Ващук, И. М. Трубоукладчики Текст / И. М. Ващук, В. И. Уткин, Б. И. Харкун. – М.: Машиностроение, 1989. 184 с. 14. Велиюлин, И. И. Планирование ремонтных работ с учетом приоритета газопровода Текст / И. И. Велиюлин, А. Д. Решетников, П. В. Крылов и др. // Газовая промышленность. – 2006. № 10. – С. 74-77. 15. Велиюлин, И. И. Совершенствование методов ремонта газопроводов Текст / И. И. Велиюлин. – М.: Нефть и газ, 1997. – 224 с. 16. ВСН 39-1.10-006-2000. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов Текст. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. – 183 с. 17. Галиуллин, З. Т. Обзор исследований по коррозионному растрескиванию под напряжением, проведенных с 1996 по 1998 гг. Текст / З. Т. Галиуллин, Д. Веслинг // Семинар по коррозионному растрескиванию трубопроводов под напряжением. – М., 1998. – С. 5-11. 126 18. Гарбер, Ю. И. Параметры работоспособности противокоррозионных покрытий подземных трубопроводов за рубежом Текст / Ю. И. Гарбер, В. Б. Серафимович. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983. – 105 с. 19. Гареев, А. Г. Основы обработки и визуализации экспериментальных данных Текст / А. Г. Гареев. – Уфа: УГНТУ, 2004. – 82 с. 20. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров Текст / А. Г. Гумеров, А. А. Майский, Ф. Г. Хайруллин // Обзорная информация. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1981. – 52 с. 21. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов Текст / А. Г. Гумеров и др.. – М.: Недра, 1999. 356 с. 22. Гумеров, А. Г. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта Текст / А. Г. Гумеров, К. М. Ямалеев, Р. С. Гумеров, Х. А. Азметов. – М.: Недра, 1998. – 252 с. 23. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов Текст / А. Г. Гумеров, А. Г. Зубаиров, М. Г. Векштейн, Р. С. Гумеров, Х. А. Азметов. – М.: Недра, 1999. – 525 с. 24. Гумеров, А. Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров Текст: обзорная информация / А. Г. Гумеров, А. А. Майский, Ф. Г. Хайруллин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1981. – 52 с. 25. Зарипов, Р. М. Исследование напряженно-деформированного трубопровода, деформирующегося совместно с упругопластичным грунтом Текст / Р. М. Зарипов, В. А. Чичелов // НТС «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. № 6. С. 3-19. 26. Зарипов, Р. М. Универсальный метод расчета на прочность магистральных газопроводов Текст / Р. М. Зарипов, Г. Е. Коробков, В. А. Чичелов // Газовая промышленность. – 1998. – № 4. – С. 44-45. 127 27. Защита магистральных нефтепроводов от коррозии Текст // Инженер-нефтяник: ежемесячный американский журнал (переводное издание) 1962. № 11. – 54 с. 28. Ихсанов, Д. Ф. Передвижные опоры для подъема и поддержания трубопроводов М. А. и Фахриев, опыт Р. их Ф. эксплуатации Ихсанов // Текст Надежность / Д. Ф. Ихсанов, функционирования нефтепроводного транспорта. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983. С. 49-51. 29. Канайкин, В. А. Роль ВТД в обеспечении надежной работы линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» Текст / В. А. Канайкин, Б. В. Патраманский, С. Э. Попов // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика 2011»: в 2 т.– М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т. 1. – С. 40-47. 30. Канайкин, В. А. Комплекс услуг ЗАО «НПО Спецнефтегаз» по внутритрубной дефектоскопии ЛЧ МГ. Перспективы развития Текст В. А. Канайкин, Б. В. Патраманский, А. В. Гапонцев, С. Э. Попов // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика 2011»: в 2 т. – М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т. 1. – С. 180-184. 31. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных газопроводов Текст: атлас / отв. ред. А. Б. Арабей, З. Кношински. М.: Наука, 2006. 105 с. 32. Краснов, М. А. Вариационное исчисление Текст / М. А. Краснов, Г. И. Макаренко, А. Н. Киселев. – М.: Наука, 1973. – 192 с. 33. Машинист трубоукладчика Текст: справочное пособие для рабочих / А. Л. Липович, К. А. Остапенок, Е. И. Романов и др.. – М.: Недра, 1987. 132 с. 34. Митрохин, М. Ю. Диагностика и ремонт переходов газопроводов под автомобильными и железными дорогами Текст / М. Ю. Митрохин, И. И. Велиюлин, П. Г. Васильев, В. Н. Сивоконь // Газовая промышленность. – 2013. – № 6. – С. 65-67. 128 35. Мустафин, Ф. М. Защита от коррозии Текст: учебное пособие / Ф. М. Мустафин, М. В. Кузнецов, Л. И. Быков и др.. – Уфа: Монография, 2004. Т. 1. – 609 с. 36. Мустафин, Ф. М. Защита трубопроводов от коррозии Текст / Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков, А. Г. Гумеров и др..– СПб.: Недра, 2007. Т. 2. – 708 с. 37. Мустафин, Ф. М. Технология сооружения газонефтепроводов Текст / Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков, Г. Г. Васильев и др.. Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. – 632 с. 38. Пат. 2425273 Российская Федерация, МПК F 16 L 1/024. Способ ремонта трубопровода Текст / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Аскаров Р. М., Файзуллин С. М., Чучкалов М. В.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». № 2008148675/06; заявл. 09.12.2008; опубл. 27.07.2011, Бюл. № 21. 39. Пат. 2195599 Российская Федерация, МПК F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода Текст / Валеев М. М., Асадуллин М. З., Хахалкин Г. И., Зарипов Р. В., Усманов Р. Р., Аминев Ф. М., Аскаров Р. М., Файзуллин С. М.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». № 99126355/06; заявл. 14.12.1999; опубл. 27.12.2012, Бюл. № 36. 40. Пат. 2175736 Российская Федерация, МПК F 16 L 1/028. Способ ремонта трубопровода Текст / Асадуллин М. З., Усманов Р. Р., Аминев Ф. М., Зарипов Р. В., Хахалкин Г. И., Аскаров Р. М., Файзуллин С. М.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». № 20001292295/06; заявл. 22.11.2000; опубл. 10.11.2011, Бюл. № 31. 41. Пашин, С. Т. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки транспорта газа Текст / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов и др. М.: ООО «Газпром», 2010. – 236 с. 42. Пашин, С. Т. Исследования напряженно-деформированного состояния участка газопровода при ремонте с подъемом в траншее Текст / С. Т. Пашин, 129 Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, В. А. Чичелов // Газовая промышленность. 2010. № 1. С. 46-50. 43. Пашин, С. Т. Разработка и внедрение технологии переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее Текст / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов // Наука и техника в газовой промышленности. 2011. № 3. С. 18-24. 44. Проектирование, техника и технология строительства Текст / Миннефтегазстрой СССР. Инженерно-информационный центр // Экспрессинформация. Зарубежный опыт. 1990. Вып. 8. – 28 с. 45. Рахматуллин, Н. М. Переизоляция газопроводов: опыт ООО «Баштрансгаз» Текст / Н. М. Рахматуллин, С. М. Файзуллин, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. – 2007. № 2. – С. 48-52. 46. Ращепкин, К. Е. К вопросу напряженного состояния действующего трубопровода при капитальном ремонте Текст / К. Е. Ращепкин, В. Л. Березин // Известия МЮ СССР. Серия «Нефть и газ». – 1962. № 9. С. 77-81. 47. Ращепкин, К. Е. О технологии ремонта магистральных нефтепродуктопроводов Текст / К. Е. Ращепкин, И. С. Овчинников, Т. Д. Суетинова // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: тр. ин-та / НИИтранснефть. М.: Недра, 1965. Вып. 1У. С. 259-262. 48. Ращепкин, К. Е. Выбор рациональной схемы подъема нефтепровода. Текст / К. Е. Ращепкин, Х. Ф. Султанмуратов, Э. М. Ясин // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: тр. ин-та / НИИтранснефть. М.: Недра, 1965. Вып. 1V. С. 267-273. 49. Ращепкин, К. Е. Исследование напряженного состояния трубопровода применительно к условиям ремонта без остановки перекачки Текст / К. Е. Ращепкин и др. // Нефтяное хозяйство. – 1966. № 8. С. 55-58. 50. Ращепкин, К. Е. Исследование продольно-поперечного изгиба магистрального трубопровода Текст / К. Е. Ращепкин // Транспорт и хранение 130 нефти и нефтепродуктов: тр. ин-та / ВНИИСПТнефть. – Уфа, 1969. – Вып. 6. – С. 84-86. 51. Ращепкин, К. Е. Обслуживание и ремонт линейной части магистральных нефте- и продуктопроводов Текст / К. Е. Ращепкин и др.. М.: Недра, 1969. 132 с. 52. Р Газпром 2-2.3-401-2009. Оптимизация диагностического обследования и поддержания работоспособного состояния линейной части магистральных газопроводов Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2010. – 25 с. 53. Р Газпром 2-2.3-595-2011. Правила назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов единой системы газоснабжения ОАО «Газпром» Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2012. – 47 с. 54. РД 39-00147105-011-97. Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов Текст. – Уфа: ИПТЭР, 1998. – 40 с. 55. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов Текст. – Уфа: ИПТЭР, 1998. 188 с. 56. РД 39-0147103-346-86. Инструкция по технологическому процессу капитального ремонта подземных нефтепроводов диаметром 1220 мм с применением существующих технических средств Текст. – Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. – 67 с. 57. Седых, А. Д. Стресс-коррозия на российских газопроводах Текст / А. Д. Седых, М. М. Кантор, А. Б. Арабей, В. Г. Антонов // Потенциал. – 2000. № 3. С. 46-50. 58. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы Текст. – М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1995. – 52 с. 59. СНиП 111-42-80*. Магистральные трубопроводы Текст. – М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1995. – 32 с. 131 60. Созонов, П. М. Перспективные технологии переизоляции магистральных газопроводов Текст / П. М. Созонов, В. М. Рябов, А. Я. Гольдфарб // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика 2011»: в 2 т. – М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т.1. – С. 104108. 61. Созонов, П. М. Диагностика, оценка технического состояния, планирование и организация ремонта в системе обеспечения надежной и безопасной эксплуатации газопроводов, подверженных КРН Текст / П. М. Созонов, С. В. Трапезников, С. Н. Куимов и др. // Матер. Девятнадцатой междунар. деловой встречи «Диагностика 2011»: в 2 т. – М.: ООО «Газпром экспо», 2013. Т.1. – С. 54-61. 62. СТО Газпром 2-2.1-131-2007. Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром» Текст. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 250 с. 63. СТО Газпром 2-3.5-302-2009. Планирование капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. – 26 с. 64. СТО Газпром 2-2.3-116-2007. Инструкция по технологии производства работ на газопроводах врезкой под давлением Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 82 с. 65. СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2010. – 372 с. 66. СТО Газпром 2-2.3-095-2007. Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 67 с. 67. СТО Газпром 2-2.3-361-2009. Руководство по оценке и прогнозу коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2010. – 36 с. 132 68. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 42 с. 69. СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов Текст. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. – 71 с. 70. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. – 27 с. 71. СТО Газпром РД 1.12-096-2004. Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР Текст. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 52 с. 72. Султанмуратов, Х. Ф. К вопросу уменьшения напряжений при подъеме трубопровода Текст / Х. Ф. Султанмуратов, К. Е. Ращепкин, Э. М. Ясин // НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». – 1965. – Вып. 8. – С. 49-57. 73. Тухбатуллин, Ф. Г. Обследование и ремонт магистральных газопроводов, подверженных КРН Текст / Ф. Г. Тухбатуллин, З. Т. Галиуллин, Р. М. Аскаров, С. В. Карпов, М. И. Королев // Обзорная информация. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. 61 с. 74. Тухбатуллин, Ф. Г. Результаты внедрения в ООО «Баштрансгаз» комплексной технологии обследования и ремонта магистральных газопроводов, подверженных КРН Текст / Ф. Г. Тухбатуллин, М. И. Королев, М. З. Асадуллин, Р. Р. Усманов, Р. М. Аскаров, С. В. Карпов // Новые технические решения при ремонте, реконструкции и строительстве линейной части магистральных газопроводов и газораспределительных станций. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000. Т. 2. – С. 55-60. 133 75. Усманов, газопроводов: Р. Р. Внутритрубная совершенствование инспекция магистральных оценки напряженно- методов деформированного состояния Текст: в 2 т. / Р. Р. Усманов, Р. Ю. Дистанов, М. В. Чучкалов и др. // 17 Международная деловая встреча «Диагностика 2007» 28 мая – 1 июня 2007 г. (г. Екатеринбург). – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. Т. 1. С. 125-128. 76. Усманов, Р. Р. Переизоляция газопроводов больших диаметров в ООО «Баштрансгаз» Текст / Р. Р. Усманов, Т. А. Бакиев, Р. М. Аскаров // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов: матер. Междунар. конф.: сб. докл. и сообщений. – М.: ООО «Геоинформмарк», 2007. – Вып. 1. – С. 80-88. 77. Усманов, Р. Р. Особенности применения трубоукладчиков при строительстве и ремонте трубопроводов Текст / Р. Р. Усманов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. Уфа, 2013. – С. 168-172. 78. Усманов, Р. Р. Технология переизоляции магистральных газопроводов диаметром 1420 мм ООО «Газпром трансгаз Уфа» с подъемом в траншее. Итоги работы газотранспортных обществ по эксплуатации линейной части магистральных газоконденсатопроводов и ГРС ОАО «Газпром» за 2008 г. и задачи на 2009 г. Текст / Р. Р. Усманов, Р. Ю. Дистанов, Р. М. Аскаров // Матер. отраслевого совещания 26-27 февраля 2009 г. (г. Нижний Новгород). М.: Газпром экспо, 2009. С. 69-75. 79. Усманов, Р. Р. Исследование влияния конструкции опорного устройства на крюках трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка Текст / Р. Р. Усманов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. научн.практ. конф. 22 мая 2013 г. – Уфа, 2013. С. 249-251. 80. Усманов, Р. Р. Исследование влияния уклона ремонтируемого участка на его НДС Текст / Р. Р. Усманов // Проблемы и методы обеспечения 134 надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. – Уфа, 2013. С. 256-258. 81. Усманов, Р. Р. Особенности технологии ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее Текст / Р. Р. Усманов // Газовая промышленность. 2013. № 11. С. 13-15. 82. Усманов, Р. Р. Экспериментальная проверка расчетных параметров на ремонтируемом участке газопровода диаметром 1420 мм Текст / Р. Р. Усманов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. – Уфа, 2013. С. 252-255. 83. Усманов, Р. Р. Анализ объемов земляных работ по нормативной и предлагаемой схемам ремонта Текст / Р. Р. Усманов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. – Уфа, 2013. – С. 176-178. 84. Халлыев, Н. Х. Ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов Текст / Н. Х. Халлыев, Б. В. Будзуляк, М. А. Лежнев. М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2005. – 289 с. 85. Халлыев, Н. Х. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов Текст: учебное пособие для вузов / Н. Х. Халлыев, Б. В. Будзуляк, С. В. Алимов и др.; под ред. Н. Х. Халлыева. 2-е изд., перераб. и доп. – М.: МАКС Пресс, 2011. – 448 с. 86. Халлыев, Н. Х. Комплексная механизация капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов Текст: учебное пособие / Н. Х. Халлыев, Б. В. Будзуляк, С. В. Алимов и др.. – М.: Недра, 2010. – 328 с. 87. Харионовский, В. В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях Текст / В. В. Харионовский. – Л.: Недра, 1990. – 180 с. 88. Харионовский, В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов Текст / В. В. Харионовский. – М.: Недра, 2000. 321 с. 135 89. Харионовский, В. В. О разработке программы по ремонту газопроводов на долгосрочную перспективу Текст / В. В. Харионовский, В. П. Крылов, Н. И. Булычев // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов: матер. 4-ой Междунар. конф. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. – С. 84-92. 90. Холл, У. Дн. Хрупкие разрушения сварных конструкций Текст / У. Дн. Холл, Х. Кихара, В. Зут, А. А. Уэллс. – М.: Машиностроение, 1974. 452 с. 91. Черний, В. П. Подъем плети сосредоточенной силой Текст / В. П. Черний // НТС «Транспорт и подземное хранение газа». – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. – № 4. – С. 36-41. 92. Чучкалов, М. В. Определение НДС трубопроводов с помощью программных средств, основанных на методе конечных элементов Текст / М. В. Чучкалов // Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром»: матер. научн.-практ. конф. молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» – призеров 2006 года: в 3 т. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. Т. 3. – С. 21-23. 93. Чучкалов, М. В. Алгоритмизация расчета статических напряжений, действующих в трубопроводах технологической обвязки компрессорных станций Текст / М. В. Чучкалов и др. // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г. – Уфа, 2006. – С. 163-165. 94. Шаммазов, А. М. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях Текст / А. М. Шаммазов, Р. М. Зарипов, В. А. Чичелов, Г. Е. Коробков. – М.: Интер, 2005. Т. 1: Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов. – 706 с. 95. Сrowell, D. Hydrostating testing surveys assure pipeline efficiency Теxt / D. Сrowell // Oil and Gas Journal. August, 1978. Vol. 76. No. 23. 136 96. Froser, Y. Corrosien economie Теxt / Y. Froser // Materials Performanse. 1974. – P. 13-14. 97. Кiefner, J. Criteria set for pipeline repair Теxt / J. Кiefner // Oil and Gas Journal. August, 1978. Vol. 76. No. 32. 98. National energy board. Report of the ungaru. Stress corrosion craking on Canadian oil and gas pipe lines. November, 1996. P. 24. 99. Parkins, R. N., Singh, P. M. Stress corrosion crack coalescence Теxt / R. N. Parkins, P. M. Singh // Corrosion. 1990. Vol. 46. No. 6. P. 486-499. 100. Public Jnguiry Conctming. Stress corrosion cracking on Canadian oil and gas pipe lines Теxt // Report of NEB, MH-2-95. November, 1996. 101. Pipe Line Industry. 1988. Vol. 68. No. 3. P. 50. 102. Shell upgrades pipelines to meet OPS Standards Теxt // Pipe Line Industry. 1974. Vol. 40. – P. 39-40. 137 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ИЗМЕНЕНИЕ № 1 СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» Утверждено и введено в действие распоряжением ОАО «Газпром» от 05 марта 2012 г. № 44 Дата введения 2013-01-21 1) Введение. В пятом абзаце слова «Р.М. Аскаров (ООО «Газпром трансгаз Уфа»)» заменить словами «С.Т. Пашин, Р.Р. Усманов, Р.Ю. Дистанов, Р.М. Аскаров, М.В. Чучкалов (ООО «Газпром трансгаз Уфа»)». 2) Подпункт 6.1.1 изложить в новой редакции: «6.1.1 Капитальный ремонт ЛЧМГ производится следующими методами: I метод – ремонт газопровода методом сплошной переизоляции. Может осуществляться в траншее с подкопом (рисунок 1а), с подъемом в траншее (рисунок 1б) или с подъемом на берму траншеи (рисунок 2); II метод – замена участка газопровода на участок из новых труб с демонтажем старого*; III метод – выборочный ремонт локальных участков газопровода по данным диагностики». 3) Рисунок 1. Заменить слова «Рисунок 1» на «Рисунок 1а». 138 (продолжение изменения на с. 2) 4) Пункт 6.1 дополнить рисунком: Рисунок 1, б – Принципиальная технологическая схема капитального ремонта газопровода с подъемом в траншее 1 – бульдозер; 2 – экскаватор; 3 – трубопровод; 4 – трубоукладчик; 5 – машина предварительной очистки; 6 – электростанция; 7 – пост отбраковки труб; 8 – сварочный пост; 9 – лаборатория контроля качества сварных соединений; 10 – инвентарные опоры; 11 – машина окончательной очистки; 12 – оборудование подогрева трубопровода; 13 – грунтовочная машина; 14 – изоляционная машина; 15 – лаборатория контроля качества изоляционного покрытия. 5) Пункт 6.3.6. четвертый абзац после слов «При ремонте в траншее» дополнить словами «с подкопом». 6) Пункт 6.3.6 дополнить абзацем следующего содержания: «При ремонте в траншее с подъемом вскрытие производится до нижней образующей с последующим подъемом трубопровода на технологическую высоту, удалением старого изоляционного покрытия и укладкой трубопровода на инвентарные опоры в траншее». 139 (продолжение изменения на с. 3) 7) Пункт 6.4.1 изложить в новой редакции: «6.4.1 При выполнении работ: в траншее с подкопом подъем газопровода не производится, а его удержание (с сохранением пространственного положения) и работа очистной машины обеспечиваются с помощью грузоподъемной техники и (или) передвижных опор; с подъемом в траншее производится подъем участка трубопровода на технологическую высоту, монтаж на него очистного оборудования, удаление старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на инвентарные опоры в траншее; на берме траншеи производится подъем участка трубопровода, монтаж на него очистного оборудования, удаление старого изоляционного покрытия и укладка трубопровода на берму траншее». 8) Пункт 6.4.2 изложить в новой редакции: «6.4.2 газопровода расстояние С целью снижения уровня напряжений в металле труб технологические параметры между трубоукладчиками и (высота т.д.) подъема строго газопровода, соблюдаются и контролируются в процессе производства работ. Указанные параметры рассчитываются и приводятся в проектах производства работ и технологических картах. При этом расчетный уровень напряжений в газопроводе не должен превышать 0,5 нормативного предела текучести металла труб». 9) Пункт 6.4.18. После слов «При ремонте в траншее» дополнить словами «с подкопом». 10) Пункт 6.4.18 дополнить абзацем следующего содержания: «При ремонте в траншее с подъемом засыпка отремонтированного участка осуществляется грунтом с боковых сторон и сверху газопровода». 140 ПРИЛОЖЕНИЕ 2
