трубопровода с учётом грунтовых изменений.

Случай на магистральном газопроводе, рассмотренный в предыдущем разделе 3, наводит на следующие соображения.

Поднятая в параграфе 3.3 тема об остаточных напряжениях в трубопроводе оказалась более актуальной и важной, чем было представлено в начале исследований. Оказалось, что остаточные напряжения не остаются постоянными во времени, и зависят не только от технологических операций ремонта. Они определяются очень большим количеством факторов, в том числе рельефом местности, конфигурацией трубопровода, грунтовыми процессами, природно-климатическими условиями, температурно-силовым режимом эксплуатации и др. Учитывать все эти факторы простыми формулами невозможно; требуется применение современных численных методов и расчётных программ.

В грунте всегда происходят те или иные процессы, связанные с движением поверхностных и грунтовых вод (размыв, оползень, развитие карста, промерзание, пучение, оттаивание, увлажнение, высыхание, изменение механических свойств). За время эксплуатации некоторые процессы успевают существенно изменить напряженное состояние подземного трубопровода. Без учёта этих изменений невозможно правильно оценить опасность дефектов, обнаруживаемых при внутритрубной диагностике, и безопасность трубопровода в целом. В любой момент можем получить аварию, подобную той, которая рассмотрен в параграфе 4.2, в неожиданном месте и с непредсказуемыми последствиями. Тот факт, что при вводе в эксплуатацию трубопровод выдержал испытательное давление, ещё не гарантирует его надёжную работу в течение длительного времени. Действующие в настоящее время нормативные документы не всегда учитывают полную картину взаимодействия подземного трубопровода с грунтом.

Для восполнения данных пробелов требуется доработка методик контроля напряженного состояния трубопровода с учётом всех основных факторов, в том числе грунтовых процессов. В ГУП “Институт проблем транспорта энергоресурсов” разработана расчетная методика, позволяющая решать данные задачи при наличии информации об изменениях в грунте [97]. Методика представляет собой вариант метода конечных элементов в сочетании с методами итерации и последовательных приближений. Она позволяет учитывать конструктивные особенности трубопровода (диаметр, неоднородную толщину стенки, распределение кривизны), любые сложные законы взаимодействия с грунтом, режимы эксплуатации (температура и давление).

Для демонстрации данной методики и с целью изучения некоторых важных закономерностей формирования напряженного состояния рассмотрим участок магистрального газопровода “Челябинск-Петровск”, где произошла авария (267 км; см. раздел 4.2,). Конфигурация трубопровода и рельеф местности соответствуют проектным данным.

Участок содержит три кривые вставки разной длины и кривизны (рис. 4.11). Глубина залегания трубопровода составляет 1,3 м по верхней образующей. В процессе длительной эксплуатации развивается карстовый провал на участке длиной около ста метров. При этом грунт под трубопроводом “уходит” вниз на величину Dh. Зависимость имеет плавный характер (рис. 4.12). Максимальная величина Dh в середине карста составляет 1 м. Требуется исследовать основные закономерности формирования напряженного состояния и их роль в развитии разрушения трубопровода.

Рисунок 4.11 – Конфигурация трубопровода на участке; v – высотная отметка верхней образующей; K – кривизна.; r - радиус кривизны.

Рисунок 4.12 – Форма просадки грунта в зоне развития карста (z=558-659 м).

В данной задаче используем следующие обозначения:

v – высотная координата трубы по верхней образующей;

P – внутреннее давление в трубопроводе;

DТ – перепад температуры по отношению к температуре укладки в траншею ( );

r – радиус кривизны;

- кривизна участка;

q – поперечная сила, действующая на единицу длины трубы (вес + реакция грунта);

s – продольное напряжение в стенке трубопровода (направленные параллельно оси трубы).

Рассмотрим следующие два состояния трубопровода:

1) состояние трубопровода до появления карстового провала;

2) состояние трубопровода после развития карста на участке.

При этом будем рассматривать разные рабочие давления Р, температурные перепады DТ, а также разные местоположения развития карстового провала.

Расчётная программа приведена в приложении 2. Исходные данные в виде профиля трассы взяты из проектной документации (приложение 3).

На рисунках 4.13 – 4.18 показаны некоторые результаты расчётов в виде графиков распределения сил и напряжений при различных состояниях грунта и режимах эксплуатации трубопровода.

Рисунок 4.13 – Распределение поперечных сил q, включая вес трубы и реакцию грунта; продольные напряжения s в стенке трубопровода до развития карста при и (напряжения продольные находятся в диапазоне от до ; труба везде плотно прилегает к грунту).

Рисунок 4.14 – Распределение поперечных сил q и продольных напряжений s в стенке трубопровода до развития карста при и (напряжения продольные находятся в диапазоне от до ; труба везде плотно прилегает к грунту).

Рисунок 4.15 – Распределение поперечных сил q и продольных напряжений s в стенке трубопровода до развития карста при и (напряжения продольные находятся в диапазоне от до ; образовались три полости под трубой с общей длиной 24 м (8+15+1 м).

Рисунок 4.16 – Распределение поперечных сил q и продольных напряжений s в стенке трубопровода при развитии карста в зоне z=558¸659 м; ; (напряжения продольные находятся в диапазоне от до ; труба везде плотно прилегает к грунту).

Рисунок 4.17 – Распределение поперечных сил q и продольных напряжений s в стенке трубопровода при развитии карста в зоне z=558¸659 м; ; (напряжения продольные находятся в диапазоне от до ; под трубой образовалась полость длиной ).

Рисунок 4.18 – Распределение поперечных сил q и продольных напряжений s в стенке трубопровода при развитии карста в зоне z=558¸659 м; ; (напряжения продольные находятся в диапазоне от до ; под трубой образовалась полость длиной ).

В таблицах 4.4 – 4.6 приведены основные параметры напряженного состояния трубопровода до и после развития карста. При этом использованы обозначения:

Р – давление в трубопроводе;

DТ – разность температур укладки и эксплуатации ( );

s_min – наименьшее значение продольного напряжения в рассматриваемом участке;

s_max – наибольшее значение продольного напряжения в рассматриваемом участке;

max s_низ – наибольшее напряжение по нижней образующей данного участка трубопровода;

max s_верх – наибольшее напряжение по верхней образующей данного участка трубопровода;

Dz – общая длина полостей, образованных под трубопроводом.

Таблица 4.6 – Напряженное состояние участка трубопровода при развитии карста на разных участках (при ; ).
Зона карста	smin, МПа	smax, МПа	max sниз, МПа	max sверх, МПа	Dz, м
300 – 400 м	-162,6	549,5	368,7	549,5
350 – 450 м	-161,7	548,6	368,7	548,6
400 – 500 м	-159,4	546,3	360,5	546,3
450 – 550 м	-176,3	563,2	329,9	563,2
500 – 600 м	-174,6	561,5	498,5	561,5
550 – 650 м	-156,0	542,9	385,6	542,9
600 – 700 м	-203,9	590,8	378,5	590,8
650 – 750 м	-160,7	547,6	368,4	547,6
700 – 800 м	-163,8	550,7	369,5	550,7
750 – 850 м	-163,7	550,6	369,4	550,6
800 – 900 м	-161,7	548,6	368,2	548,6
Выделен случай, когда напряжение по нижней образующей максимально.

Анализируя результаты расчётов, можем заметить следующее.

Напряжения в продольном направлении сложным образом зависят от рабочего давления, температуры, а также от конфигурации трубопровода (распределения кривизны) и грунтовых изменений (развития карстового провала).

В действующих нормативных документах зависимость напряжений от рабочего давления и температуры учитывается однозначно, зависимость от конфигурации и грунтовых изменений практически не учитывается.

Наличие исходной кривизны участков и неравномерные грунтовые изменения приводят к появлению неконтролируемых изгибающих моментов, что в свою очередь приводит к тому, что в каждом сечении трубопровода продольные напряжения распределяются в достаточно большом диапазоне, достигая на некоторых образующих недопустимо больших значений даже в пределах рабочих режимов эксплуатации трубопровода.

Влияние карстоваго провала значительно сильнее на участках, содержащих кривые вставки. Это можно видеть из сравнения двух участков, испытавших одинаковые грунтовые изменения. Первый участок абсолютно прямолинейный, второй содержит кривые участки и соответствует рисунку 4.11. Картины НДС этих участков при развитии карстового явления в зоне при одних и тех же давлениях и температурах показаны на рисунке 4.19. Из расчётов следует, что в первом случае в зоне развития карста напряжения достигают значения 354,2 МПа, тогда как во втором случае напряжения достигают 561,5 МПа. Таким образом, наличие исходной кривизны (кривых вставок) усилило эффект карста на 60 %.

Исходя из полученных новых результатов, можно сделать следующие дополнения к анализу разрушения трубопровода, приведённому в предыдущем параграфе.

Очевидно, местоположение разрушенного стыка соответствовало координате по рисунку 4.19. В этом сечении нижняя часть трубы находилась под действием растягивающих напряжений +498,5 МПа, верхняя часть – под действием сжимающих напряжений –111,6 МПа. Поэтому, несмотря на то, что стык в верхней части содержал дефект в виде непровара значительного размера, разрушение началось не в этой зоне, а внизу, где недопустимых дефектов не было, но напряжения достигли таких значений, которые превышают предел текучести металла трубы.

Данный анализ показал, что при наличии кривых вставок и карстовых проявлений местные продольные напряжения могут достигать значительно больших значений, чем кольцевые напряжения, возникающие в пределах рабочих режимов эксплуатации. В таких местах, во-первых, возможно развитие поперечных стресс-коррозионных трещин. Во-вторых, при оценке фактической опасности дефектов, обнаруженных тем или иным способом, необходимо ориентироваться не только на кольцевые напряжения, но и на продольные. Для этого необходимо при обследованиях трубопроводов отмечать и фиксировать не только развитие дефектов труб, но и изменения грунта, которые приводят к появлению новых сил и моментов, что в свою очередь сказывается на напряженном состоянии трубопровода и его безопасности.

Рисунок 4.19 – Сравнительный анализ НДС при развитии карста

на прямолинейном и криволинейном участках.

Выводы по главе 4

1. Исследованы закономерности формирования напряженного состояния на участках трубопроводов, где произошли грунтовые изменения вследствие произведённых ремонтных работ или естественных природно-климатических явлений.

2. Установлено, что на участках трубопроводах, содержащих кривые вставки, нарушается свойство аддитивности напряжений, вызванных разными факторами. При одновременном действии нескольких факторов общий результат может быть намного больше, чем, если бы эти факторы действовали по отдельности.

3. При наличии кривых вставок и карстовых проявлений местные продольные напряжения могут достигать больших значений, чем кольцевые напряжения, возникающие в пределах рабочих режимов эксплуатации.

4. В таких местах, во-первых, возможно развитие поперечных стресс-коррозионных трещин. Во-вторых, при оценке фактической опасности дефектов, обнаруженных тем или иным способом, необходимо ориентироваться не только на кольцевые напряжения, но и на продольные.

5. Для этого при обследованиях трубопроводов необходимо отмечать и фиксировать не только дефекты, но и смещения трубы в поперечном направлении вследствие произошедших изменений в грунте.

6. Установлены две основные причины, вызвавшие разрушение газопровода: рост напряжений от развития карста и локальная стресс-коррозия на перегруженных зонах. Обе причины являются следствием развития карста на данном участке.