Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости
Рассмотрены причины повреждения трубы газопровода, которое сопровождалось значительными деформациями и связано с местной потерей устойчивости на коротком отрезке трубы. Установлены некоторые, характерные признаки повреждения, а именно: повреждение находится в непосредственной близости от кольцевого...
Saved in:
| Published in: | Автоматическая сварка |
|---|---|
| Date: | 2015 |
| Main Authors: | , , , , |
| Format: | Article |
| Language: | Russian |
| Published: |
Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України
2015
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/112977 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости / А.А. Рыбаков, Э.Ф. Гарф, А.В. Якимкин, И.В. Лохман, И.З. Бурак // Автоматическая сварка. — 2015. — № 2 (740). — С. 42-49. — Бібліогр.: 11 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859995438189379584 |
|---|---|
| author | Рыбаков, А.А. Гарф, Э.Ф. Якимкин, А.В. Лохман, И.В. Бурак, И.З. |
| author_facet | Рыбаков, А.А. Гарф, Э.Ф. Якимкин, А.В. Лохман, И.В. Бурак, И.З. |
| citation_txt | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости / А.А. Рыбаков, Э.Ф. Гарф, А.В. Якимкин, И.В. Лохман, И.З. Бурак // Автоматическая сварка. — 2015. — № 2 (740). — С. 42-49. — Бібліогр.: 11 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Автоматическая сварка |
| description | Рассмотрены причины повреждения трубы газопровода, которое сопровождалось значительными деформациями и связано с местной потерей устойчивости на коротком отрезке трубы. Установлены некоторые, характерные признаки повреждения, а именно: повреждение находится в непосредственной близости от кольцевого сварного шва и формируется на трубе с более низкой прочностью. Комплекс физико-механических исследований не выявил снижения служебных свойств металла, что позволяет искать причину повреждения трубы в особенностях напряженно-деформированного состояния трубопровода при его эксплуатации. Показано, что температурные деформации в трубопроводе, при самых неблагоприятных условиях, вызывают незначительные напряжения, которые не могут привести к местной потере устойчивости трубы. Анализ трассы прокладки трубопровода показал, что она проходит в зоне горных разработок и на напряженно-деформированное состояние трубопровода оказывает влияние деформация земной поверхности. Величина перемещений и уровни напряжений в трубе, вызываемые деформацией земной поверхности в районе горных разработок, позволяет считать их причиной повреждения газопровода.
Causes for damaging of a gas pipeline pipe, which was accompanied by significant deformations and involves local loss of stability in a short pipe section, are considered. Certain characteristic indices of damage are established, namely damage is located in direct vicinity of the circumferential weld and develops on a lower strength pipe. A set of physico-mechanical studies did not reveal any lowering of metal performance that allows looking for the cause for pipe damage in the features of pipeline stress-strain state in service. It is shown that temperature deformations in the pipeline under the most unfavourable conditions induce insignificant stresses, which cannot lead to any local loss of pipe stability. Analysis of pipeline laying route showed that it passes through mining area and the pipeline stress-strain state is influenced by earth surface deformation. Magnitude of displacements and stress levels in the pipe, caused by earth surface deformation in the mining area, allow regarding them to be the cause for gas pipeline damage.
|
| first_indexed | 2025-12-07T16:34:37Z |
| format | Article |
| fulltext |
42 2/2015
УДК 624.072.002.2
ОЦЕНКА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО
СОСТОЯНИЯ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА
С МЕСТНОЙ ПОТЕРЕЙ УСТОЙЧИВОСТИ
А.А. РЫБАКОВ1, Э.Ф. ГАРФ1, А.В. ЯКИМКИН1 И.В. ЛОХМАН2, И.З. БУРАК2
1 ИЭС им. Е.О. Патона НАНУ. 03680, г. Киев-150, ул. Боженко 11. Е-mail: office@paton.kiev.ua
2 ПАТ «Укртрансгаз». 01021, г. Киев, Кловский спуск, 9/1. E-mail: press@utg.ua
Рассмотрены причины повреждения трубы газопровода, которое сопровождалось значительными деформациями и
связано с местной потерей устойчивости на коротком отрезке трубы. Установлены некоторые, характерные признаки
повреждения, а именно: повреждение находится в непосредственной близости от кольцевого сварного шва и формирует-
ся на трубе с более низкой прочностью. Комплекс физико-механических исследований не выявил снижения служебных
свойств металла, что позволяет искать причину повреждения трубы в особенностях напряженно-деформированного
состояния трубопровода при его эксплуатации. Показано, что температурные деформации в трубопроводе, при са-
мых неблагоприятных условиях, вызывают незначительные напряжения, которые не могут привести к местной потере
устойчивости трубы. Анализ трассы прокладки трубопровода показал, что она проходит в зоне горных разработок и на
напряженно-деформированное состояние трубопровода оказывает влияние деформация земной поверхности. Величина
перемещений и уровни напряжений в трубе, вызываемые деформацией земной поверхности в районе горных разработок,
позволяет считать их причиной повреждения газопровода. Библиогр. 11, табл. 2, рис. 10.
К л ю ч е в ы е с л о в а : повреждение, трубопровод, труба, механические свойства, напряженно-деформированное
состояние, потеря устойчивости, напряжения, перемещения, расчет, сварной стык, подрабатываемые территории
В октябре 2013 г. на ответвлении к г. Терновка
магистрального газопровода Шебелинка–Днепро-
петровск–Одесса выявлено повреждение трубы
диаметром 325 мм с толщиной стенки 6 мм, со-
провождавшееся истечением газа из газопровода.
Диагностирование участка газопровода установи-
ло наличие местной потери устойчивости трубы
при больших продольных перемещениях (рис. 1,
а–в).
Деформации были настолько значительны, что
в образовавшихся гофрах возникли сквозные тре-
щины. Замеры показали, что перемещения при об-
разовании гофров составили от 260 до 320 мм. В
месте потери устойчивости наблюдался некото-
рый (до 7о) излом оси трубопровода.
Потеря устойчивости имела место в районе
кольцевого сварного шва на одной из стыкуемых
труб, условно обозначенной шифром А. Призна-
ков местной потери устойчивости на другой трубе
(условный шифр Б) не зафиксировано.
Подобное повреждение трубы в системе газо-
провода достаточно редкое явление и не нашло
отражения в специальной литературе [1, 2], поэ-
тому причина его образования представляет науч-
ный и практический интерес и является целью на-
стоящего исследования.
Согласно проекту на рассматриваемом участке
газопровода использованы трубы с продольным
сварным швом, выполненным высокочастотной
сваркой, изготовленные из стали 20 (ГОСТ 1050–
74)1. В табл. 1 приведены данные химическо-
го состава металла труб согласно сертификатам,
нормативным требованиям и результатам спек-
трального анализа, выполненного в Институте
электросварки им. Е.О. Патона на приборе «Спек-
тровак-1000» производства фирмы «Baird».
Из табл. 1 следует, что согласно контрольному
химическому анализу содержание основных леги-
© А.А. Рыбаков, Э.Ф. Гарф, А.В. Якимкин, И.В. Лохман, И.З. Бурак, 2015
Т а б л и ц а 1 . Химический состав основного металла исследуемых труб
Предмет контроля
Массовая доля элементов, %
C Mn Si S P Al
Труба А 0,097 0,43 0,225 0,025 0,018 0,051
Труба Б 0,168 0,58 0,229 0,015 0,020 0,035
Данные сертификата 0,19…0,20 0,54…0,57 0,20…0,23 0,003…0,007 0,013…0,020 0,30…0,50
ГОСТ 1050–74 0,17…0,24 0,35…0,65 0,17…0,37 ≤0,035 ≤0,030 -
1 Исследования служебных характеристик труб выполнены
Т.Н. Филипчук и Л.Г. Гончаренко.
432/2015
рующих элементов и примесей, хотя и отличается
от сертификатных данных, но соответствует тре-
бованиям ГОСТ 1050–74, за исключением угле-
рода в основном металле трубы А, массовая доля
которого (0,097 %) существенно ниже минималь-
ного требуемого значения (0,17 %). Это дает осно-
вание полагать, что труба А изготовлена из стали
10, а не из стали 20, как указано в сертификате.
Основной металл трубы Б по химическому соста-
ву соответствует нормативным требованиям к ста-
ли 20, равно как и сертификатным данным.
Исследования механических свойств металла
труб А и Б проводили на участках, примыкающих
к зоне потери устойчивости, но не подвергнутых
деформированию.
Для определения показателей предела теку-
чести (σт), временного сопротивления (σв), от-
носительного удлинения (δ5) и относительного
сужения (ψ) испытывали продольные образцы со-
гласно ГОСТ 10006–80, черт. 2.
Ударную вязкость при температуре 0 и –40 оС
определяли на продольных образцах сечением
5×10 мм с острым надрезом (ГОСТ 9495–78, тип
13). Для определения деформационной способно-
сти продольного сварного соединения труб прово-
дили испытания на загиб поперечных образцов,
изготовленных согласно ГОСТ 6996, тип ХХVII.
Т а б л и ц а 2 . Механические свойства основного металла исследуемых труб
Контроль
показателей
Испытание на растяжение Испытание на ударный изгиб*
sт, МПа sв, МПа d5, % ψ, % KCV0, Дж/см2 KCV–40, Дж/см2
Труба А 326,1
312,5
418,0
418,7
34,9
34,0
58,0
60,3
223,2…258,2
239,0
156,9…204,3
173,3
Труба Б 403,2
417,6
469,7
471,0
33,3
31,0
57,3
54,6
165,9…213,6
192,8
70,1…96,8
85,5
Сертификатные
данные 333...338 463…482 33,3…34,1 н.д. - -
ГОСТ 20295–74 ≥245 ≥410 ≥25 ≥55 29,4** -
* – в числителе приведены крайние, а в знаменателе – средние значения трех испытаний. ** – требования по СНиП 2.05.06–85.
Рис. 1. Поврежденный участок трубы: а — общий вид исследуемого образца; б — фрагмент повреждения со сквозной трещи-
ной; в — деформация стенки
44 2/2015
Результаты испытаний металла труб на растяже-
ние и ударную вязкость приведены в табл. 2.
Данные табл. 2 свидетельствуют о том, что
показатели механических свойств металла труб
удовлетворяют требованиям ГОСТ 20295–74 для
стали 20. Вместе с тем имеет место существенная
разница в показателях прочности (σт, σв) основ-
ного металла исследуемых труб. Так, для трубы
А предел текучести σт ниже чем для трубы Б на
22 %, а временное сопротивление σв на 11 %.
Ударная вязкость основного металла труб при
температурах 0 и –40 оС достаточно высокая и су-
щественно превышает нормативные требования.
Отвечают нормативным требованиям и резуль-
таты испытания сварных соединений на загиб.
Структурное состояние металла труб иссле-
довали на микроскопе «Neophot-32». Установле-
но, что микроструктура основного металла обеих
труб типична для горячекатаной стали и представ-
ляет собой достаточно мелкозернистую феррит-
но-перлитную смесь с ферритным зерном, соот-
ветствующим номеру 8-9 по ГОСТ 5639 (рис. 2).
Доля перлитной составляющей в структуре основ-
ного металла трубы А несколько меньше, что обу-
словлено, как отмечалось, меньшим содержанием
углерода по сравнению с трубой Б.
Из приведенных результатов исследования слу-
жебных свойств металла труб становится ясно, что
причина повреждения газопровода связана не с ка-
чеством основного металла или сварных соеди-
нений, а с особенностями напряженно-деформи-
рованного состояния, возникшего в процессе его
эксплуатации.
Не вызывает сомнения, что повреждение в
виде местной потери устойчивости с образова-
нием гофров по всему периметру может быть вы-
звано преимущественно сжимающими усилиями
в трубе. При этом заметим, что при нагружении
внутренним давлением в газопроводе имеют ме-
сто продольные растягивающие напряжения, со-
ответствующие половине от уровня кольцевых
напряжений. Следовательно, в процессе эксплуа-
тации газопровода должны были возникнуть та-
кие условия, при которых на рассматриваемом
участке действующие сжимающие усилия не
только компенсировали продольные растягиваю-
щие напряжения в трубе от внутреннего рабочего
давления, но и создали напряжения сжатия, доста-
точные для местной потери устойчивости.
Известно [3], что критические напряжения
местной потери устойчивости в цилиндрической
оболочке (трубе) под действием равномерного
осевого сжатия определяются из выражения:
2
1 ,
3(1 )êð
tE Rs =
− µ
(1)
где μ — коэффициент Пуассона, который находит-
ся в границах 0,25…0,35; E — модуль упругости
стали, принимаемый равным 2·105 МПа; t — тол-
щина стенки трубы; R — радиус трубы по средин-
ной линии сечения.
Принимая μ = 0,3, получим критическое напря-
жение местной потери устойчивости:
0,6 .
êð
tE Rs =
(2)
Обращает на себя внимание тот факт, что мест-
ная потеря устойчивости в трубе имела место в
непосредственной близости от кольцевого сварно-
го шва и вместе с тем вся зона повреждения рас-
положена по одну сторону от этого шва, т.е. в од-
ной из стыкуемых труб газопровода.
Факт местной потери устойчивости наблюдает-
ся вблизи кольцевого сварного соединения труб и
объясняется тем, что при сварке кольцевого шва
в результате его усадки уменьшается диаметр
труб [4, 5], а в зоне кольцевого стыка возникает
несовершенство геометрической формы, которое
снижает критические напряжения местной поте-
ри устойчивости в сравнении с идеальной трубой
(рис. 3).
Рис. 2. Микроструктура (×200) основного металла: а — труба
А; б — труба Б
Рис. 3. Несовершенство геометрической формы в зоне стыко-
вого соединения, вызванное сваркой кольцевого шва
452/2015
Ранее показано, что механические свойства ме-
талла труб, состыкованных в зоне повреждения,
заметно отличаются. Так труба, которая потеряла
устойчивость, имеет предел текучести примерно
на 100 МПа ниже смежной. Измерения показали,
что фактическая толщина стенки трубы А находи-
лась в пределах 5,4…6 мм. В другой трубе толщи-
на стенки составила 6,2…6,4 мм.
Исходя из выражения (2), которое примени-
мо для кольцевых оболочек (амплитуда началь-
ной погиби не должна превышать толщины обо-
лочки [6]), критические напряжения местной
потери устойчивости для трубы А составляют
~4120 МПа, а для трубы Б — 4740 МПа.
Заметим, что полученные значения критиче-
ских напряжений характеризуют местную поте-
рю устойчивости в упругой области работы. По-
скольку эти напряжения во много раз превосходят
предел текучести стали, из которой изготовлены
трубы, то для конкретных труб критическими на-
пряжениями местной потери устойчивости бу-
дут значения предела текучести материала трубы.
Естественно, что местная потеря устойчивости
будет происходить в трубе, для которой требует-
ся меньшее усилие, способное, однако, вызвать в
ней напряжения предела текучести. Именно это
мы и наблюдаем в данном случае. Местная поте-
ря устойчивости наблюдается в трубе, имеющей
меньшую толщину стенки и более низкие значе-
ния предела текучести материала.
Остается открытым вопрос, что могло стать
причиной возникновения в газопроводе усилий,
вызвавших напряжения сжатия, превысившие
предел текучести стали? Для ответа на данный во-
прос рассмотрены:
– климатические колебания температуры;
– замачивание естественного основания;
– землетрясение;
– подработка прилежащих территорий пред-
приятиями горнодобывающей промышленности.
Последнее предположение основывается на
том факте, что на некотором удалении от зоны
пролегания газопровода расположены эксплуати-
руемые шахты им. Героев Космоса и № 4 шахтоу-
правления «Терновское». На рис. 4 отмечены рас-
положения входов в шахты и трасса, включающая
поврежденный участок газопровода.
Принимая во внимание, что за период эксплуа-
тации газопровода на участках его расположения
не было зафиксировано землетрясений, этот фак-
тор может быть исключен из рассмотрения.
Анализ результатов инженерно-геологических
изысканий [7] позволяет исключить из рассмотре-
ния влияние замачивания естественного основа-
ния, поскольку основание сложено глинистыми
грунтами — суглинками твердой и тугопластич-
ной консистенции. Грунты основания не облада-
ют просадочными свойствами.
Рассмотрим температурные деформации газо-
провода и связанные с ними нагрузки. При опре-
деленных условиях в результате температурных
перепадов в период строительства и эксплуатации
газопровода в нем могут возникнуть сжимающие
усилия и напряжения. Их уровень будет зависеть
от величины перепада температур. В трубопрово-
де может возникнуть сжатие в случае, если мон-
таж и укладка трубопровода проводились при
максимально низких температурах, т. е. зимой,
а при эксплуатации температура трубы достигла
своего максимума.
Взяв в качестве исходной предпосылки самые
неблагоприятные условия строительства трубо-
провода, т.е. зимой при температуре окружающей
среды –20 оС и принимая во внимание, что глуби-
на залегания газопровода составляет 0,8…1,0 м, а,
следовательно, в самые жаркие месяцы его темпе-
ратура не превысит +20 оС, максимально возмож-
ный перепад температур не превысит 40 оС.
Коэффициент линейного расширения для угле-
родистой стали, в зависимости от химического со-
става, колеблется в границах от 11·10-6 до 15·10-6
град-1. При перепаде температуры в 40 оС макси-
мальное относительное удлинение (ε) составит
6·10-4 мм.
Заметим, что связь между напряжения-
ми и температурным удлинением определяется
выражением:
σ = εЕ. (3)
Согласно выражению (3) температурные на-
пряжения в газопроводе не превышают 120 МПа.
Учитывая, что тепловые напряжения относи-
тельно равномерно распределены по длине тру-
бопровода, а их величина значительно ниже пре-
дела текучести металла трубы, совершенно ясно,
Рис. 4. Расположение газопровода на местности
46 2/2015
что они не могли быть причиной местной потери
устойчивости в газопроводе.
Деформации естественного основания, воз-
никающие при производстве горнопроходческих
работ, оказывают значительное влияние на проч-
ностные и эксплуатационные характеристики кон-
струкций подземных трубопроводов.
Взаимное расположение расчетного участка га-
зопровода и шахт (рис. 4) позволяет сделать пред-
положение о влиянии горнопроходческих работ
на газопровод, поскольку в соответствии с табл. 1
стандарта [8] рассматриваемый участок относится
к III группе подрабатываемых территорий.
При формировании расчетной схемы принят уча-
сток трубопровода длиной L = 7,5 м, состоящий из
двух труб размером 325×6 мм, соединенных меж-
ду собой кольцевым швом. Длина расчетного
участка обусловлена расстоянием между пригру-
зами (шаг установки пригрузов равен 3,7 м).
В качестве основных нагрузок учитывалось воз-
действие на трубопровод внутреннего эксплуатаци-
онного давления р = 5,0 МПа и воздействие сил тре-
ния, возникающих на внешней поверхности трубы в
результате смещения грунта.
Сила трения наружной поверхности трубопро-
вода о грунт зависит от периметра самой трубы и
от сопротивления грунта сдвигу в виде касатель-
ных напряжений τ. Характер взаимодействия под-
земного трубопровода с грунтом можно условно
Рис. 5. Характер взаимодействия подземного трубопровода с
грунтом: 1 — реальная кривая; 2 — расчетная
Рис. 6. Диаграммы растяжения: а — для испытанного образца основного металла исследуемых труб; б — для численной расчет-
ной модели
Рис. 7. Численная модель: а — геометрическая; б — конечно-элементная
472/2015
разделить на два участка — упругий и предель-
ный (рис. 5). На участке I связь между грунтом и
трубой упругая, характеризуемая зависимостью,
предложенной в [5].
τ(x) = kuu(x), (4)
где ku — коэффициент сопротивления грунта при
продольном перемещении трубопровода; u(x) —
перемещения.
Эта область характерна сравнительно малым
перемещением грунта (до U < 100 мм). В точ-
ке «κ» касательные напряжения достигают свое-
го максимального значения и на участке II грунт
Рис. 8. Граничные условия: Ux, Uy — линейные перемещения; Rux, Ruy, Ruz — углы поворота оси трубы
Рис. 9. Результаты расчета: а — фрагмент деформированной схемы; б — перемещения в радиальном направлении Ur, (м); в —
перемещение вдоль оси OZ (м)
48 2/2015
переходит в предельное напряженное состояние
(происходит проскальзывание трубы относитель-
но грунта).
В результате визуального осмотра фрагмента
газопровода в зоне его разрушения выявлено, что
величины деформаций стенки трубы в направле-
нии продольной оси трубопровода Uz значительно
превышают 100 мм. Таким образом, можно пред-
положить, что в конкретно рассматриваемом слу-
чае взаимодействие грунта со стенкой трубы соот-
ветствует предельному напряженному состоянию.
В соответствии с [9] для предельного напря-
женного состояния сопротивление грунта сдвигу
равно:
τпр = qтрtgφгр + 2∙γгрсhπD2
н∙tgφгр + 0,6πDнсгр =
= 537,2∙0,344 + 2∙1800∙0,685∙3,14159∙0,3252∙0,344 +
+ 0,6∙3,14159∙0,325∙2000 = 1691,51 кг/м2, (5)
где qтр — вес трубопровода с продуктом:
qтр = qт + qгаз = 47,2 + 490,0 = 537,2 кг/м.п.
qт — вес 1 м.п. трубы размером 325×6 мм равен
47,2 кг/м.п.; qгаз — вес природного газа на 1 м.п. тру-
бопровода, допускается принимать равным [10]:
qгаз = 10–2р∙D2
вн=10–2∙5 (0,313)2 =
= 0,0049 МН = 490∙кг/м.п.,
где р = 5,0 МПа рабочее давление; Dвн = 0,313 м
— внутренний диаметр трубопровода; φгр = 19о —
угол внутреннего трения грунта; γгр = 1800 кг/м3
— удельный вес грунта; сh — безразмерный коэф-
фициент, равный для глинистых грунтов:
сh = 0,367(h/Dн) – 0,046(h2/D2
н) + 0,06 =
= 0,367(0,8/0,325) – 0,046(0,82/0,3252) +
+ 0,06 = 0,685,
где h = 0,8 м — высота засыпки; Dн = 0,325 м — на-
ружный диаметр газопровода; сгр = 2000 кг/м2 —
удельное сцепление грунта окружающего трубу.
Исходя из этого, предельное значение касатель-
ных напряжений по поверхности контакта грунта со
стенкой трубопровода от смещения грунта не пре-
вышает величину τ = 0,0169 МПа.
В связи со сложностью процесса деформирова-
ния рассматриваемой конструкции трубопровода
расчет выполнялся с учетом физической нелиней-
ности свойств материала труб. Изменение физи-
ко-механических свойств материала трубы моде-
лировалось в расчетах диаграммой растяжения,
полученной по результатам испытаний продоль-
ных образцов из трубы (см. табл. 2). Принятая ди-
аграмма растяжения имеет вид, приведенный на
рис. 6.
Конечно-элементная (КЭ) модель трубопровода
выполнена в трехмерной постановке с использова-
нием оболочечных конечных элементов общего по-
ложения. Численная модель включает в себя две
трубы (А и Б), соединенных между собой кольце-
вым швом. В зоне стыковки труб выполнен учет
начального геометрического несовершенства. Об-
щий вид геометрической и КЭ моделей газопровода
приведен на рис. 7.
Для обеспечения геометрической неизменя-
емости модели по торцам расчетного участка
ограничены линейные и угловые перемещения в
плоскости, перпендикулярной продольной оси.
Линейные перемещения вдоль оси газопровода
разрешены.
При формировании расчетной схемы учтено, что
с расчетной точки зрения трубопровод, заглублен-
ный в грунт, представляет собой стержень в упру-
гой среде [7, 11]. При этом жесткость этой среды
— грунта, окружающего трубу, неравномерна. В
частности, грунт обратной засыпки, расположен-
ный выше тела трубы, обладает меньшей жестко-
стью, нежели грунт, расположенный с боков тру-
бы или подстилающего слоя.
При возникновении продольной сжимающей
нагрузки в трубопроводе, в определенных услови-
ях, возможна потеря устойчивости, сопровожда-
ющаяся выпучиванием участка трубопровода в
Рис. 10. Эквивалентные напряжения Smises(МПа): а — лицевые поверхности; б — срединная поверхность
492/2015
направлении дневной поверхности (направление
с наименьшей жесткостью упругой среды). При
этом одним из важных параметров, влияющих
на величину критической силы и форму потери
устойчивости, является значение свободной дли-
ны расчетного фрагмента трубопровода.
Установка пригрузов по длине газопровода в зна-
чительной степени снижает возможность попереч-
ного смещения трубы и изменяет свободную длину
расчетных участков трубопровода. Уменьшение сво-
бодной длины приводит в свою очередь к увеличе-
нию критической нагрузки, способной привести к
общей потере устойчивости трубопровода. При этом
необходимое усилие критической нагрузки может
превысить величину осевой нагрузки, вызывающей
образование пластических шарниров в стенке тру-
бы. Как следствие, происходит образование зоны ло-
кальной потери устойчивости стенки трубы. Таким
образом, пригрузы могут служить фактором, влияю-
щим как на тип и форму потери устойчивости, так и
на значения критических усилий.
Влияние седловидных железобетонных при-
грузов моделировалось ограничением линейных
перемещений отдельных участков трубопровода
в направлениях, перпендикулярных продольной
оси газопровода. Принято, что пригрузы равноу-
далены от сварного шва (на расстоянии 1,85 м в
каждую сторону).
Граничные условия, принятые в расчетной схе-
ме, приведены на рис. 8.
При построении конечно-элементной модели
расчетного участка газопровода приняты следую-
щие допущения и упрощения:
– кольцевой сварной шов на участке стыковки
двух торцов труб принят равнопрочным с основ-
ным материалом трубопровода;
– численная модель трубопровода сформирована
по срединной поверхности стенки трубы.
Анализ полученных результатов показал, что
под действием нагрузок в стенке возникают зна-
чительные деформации, а величины напряжений
превышают предел текучести материала трубы.
Деформированная схема трубопровода приведена
на рис. 9, а.
Деформированный участок стенки трубопро-
вода характеризуется выпучиванием стенки тру-
бы в радиальном направлении (вдоль осей Uy и Ux).
При суммарных осевых перемещениях трубы Uz =
= 116 мм в стенке трубопровода наблюдается смы-
кание стенок трубы и формирование первой волны
выпучивания. При этом перемещения стенки тру-
бы в радиальном направлении достигают Ux = Uy =
= 30 мм. Изополя линейных перемещений в ради-
альном (вдоль осей Uy и Uх) и осевом (вдоль оси Uz)
направлениях приведены на рис. 9, б, в.
Значительные деформации стенки газопрово-
да сопровождаются образованием локальных зон
с повышенными величинами напряжений. В зонах
перегибов стенки трубы величины эквивалентных
напряжений превышают значение предела текуче-
сти. На срединной поверхности величины напря-
жений равны Smises = 342 МПа, а на лицевых по-
верхностях достигают значения Smises = 430 МПа.
Изополя эквивалентных напряжений на срединной
и лицевых поверхностях стенки газопровода при-
ведены на рис. 10.
Таким образом, установлено, что подвижки
грунта на подрабатываемых горными выработка-
ми территориях вызывают перемещения трубы в
осевом направлении и являются причиной мест-
ной потери устойчивости трубопровода. Уровень
эквивалентных напряжений, возникающих при
этом в стенке, превышает предел текучести мате-
риала трубы. Дополнительное влияние на форму
потери устойчивости и величину критической на-
грузки оказывают пригрузы.
1. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопрово-
дных систем. – М.: Елима, 2004. – 1104 с.
2. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций ма-
гистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1985. – 230 с.
3. Вольмир А.С. Гибкие пластинки и оболочки. – М.: Техте-
ориздат, 1956. – 419 с.
4. Винокуров В.А. Сварочные деформации и напряжения. –
М.: Машиностроение, 1968. – 236 с.
5. Кузнецов С.А. Сварочные деформации судовых корпус-
ных конструкций. – Л.: Судостроение, 1974. – 286 с.
6. Справочник проектировщика. Расчетно-теоретический
/ Под ред. А.А. Уманского. – М.: Стройиздат, 1962. –
1040 с.
7. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных
трубопроводов на прочность и устойчивость. – М.: Не-
дра, 1982. – 342 с.
8. ДБН В.1.1-5–2000. Будинки і споруди на підроблюваних
територіях і просідаючих грунтах. Ч. 1. Будинки і спо-
руди на підроблюваних територіях, Державний комітет
будівництва, архітектури та житлової політики України.
– К., 2000. – 66 с.
9. Флорин В.А. Основы механики грунтов: В 2 т. – Л.: Гос-
стройиздат, 1954. – Т.1. – 362 с.
10. СНиП 2.05.06–85. Магистральные трубопроводы. – М.,
1997. – 59 с.
11. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых
трубопроводов. Прочность и устойчивость: Справочное
пособие. – М.: Недра, 1991. – 287 с.
Поступила в редакцию 26.11.2014
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-112977 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 0005-111X |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-12-07T16:34:37Z |
| publishDate | 2015 |
| publisher | Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Рыбаков, А.А. Гарф, Э.Ф. Якимкин, А.В. Лохман, И.В. Бурак, И.З. 2017-01-30T18:33:50Z 2017-01-30T18:33:50Z 2015 Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости / А.А. Рыбаков, Э.Ф. Гарф, А.В. Якимкин, И.В. Лохман, И.З. Бурак // Автоматическая сварка. — 2015. — № 2 (740). — С. 42-49. — Бібліогр.: 11 назв. — рос. 0005-111X https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/112977 624.072.002.2 Рассмотрены причины повреждения трубы газопровода, которое сопровождалось значительными деформациями и связано с местной потерей устойчивости на коротком отрезке трубы. Установлены некоторые, характерные признаки повреждения, а именно: повреждение находится в непосредственной близости от кольцевого сварного шва и формируется на трубе с более низкой прочностью. Комплекс физико-механических исследований не выявил снижения служебных свойств металла, что позволяет искать причину повреждения трубы в особенностях напряженно-деформированного состояния трубопровода при его эксплуатации. Показано, что температурные деформации в трубопроводе, при самых неблагоприятных условиях, вызывают незначительные напряжения, которые не могут привести к местной потере устойчивости трубы. Анализ трассы прокладки трубопровода показал, что она проходит в зоне горных разработок и на напряженно-деформированное состояние трубопровода оказывает влияние деформация земной поверхности. Величина перемещений и уровни напряжений в трубе, вызываемые деформацией земной поверхности в районе горных разработок, позволяет считать их причиной повреждения газопровода. Causes for damaging of a gas pipeline pipe, which was accompanied by significant deformations and involves local loss of stability in a short pipe section, are considered. Certain characteristic indices of damage are established, namely damage is located in direct vicinity of the circumferential weld and develops on a lower strength pipe. A set of physico-mechanical studies did not reveal any lowering of metal performance that allows looking for the cause for pipe damage in the features of pipeline stress-strain state in service. It is shown that temperature deformations in the pipeline under the most unfavourable conditions induce insignificant stresses, which cannot lead to any local loss of pipe stability. Analysis of pipeline laying route showed that it passes through mining area and the pipeline stress-strain state is influenced by earth surface deformation. Magnitude of displacements and stress levels in the pipe, caused by earth surface deformation in the mining area, allow regarding them to be the cause for gas pipeline damage. ru Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України Автоматическая сварка Производственный раздел Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости Evaluation of stress-strain state of gas pipeline section with local stability loss Article published earlier |
| spellingShingle | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости Рыбаков, А.А. Гарф, Э.Ф. Якимкин, А.В. Лохман, И.В. Бурак, И.З. Производственный раздел |
| title | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости |
| title_alt | Evaluation of stress-strain state of gas pipeline section with local stability loss |
| title_full | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости |
| title_fullStr | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости |
| title_full_unstemmed | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости |
| title_short | Оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости |
| title_sort | оценка напряженно-деформированного состояния участка газопровода с местной потерей устойчивости |
| topic | Производственный раздел |
| topic_facet | Производственный раздел |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/112977 |
| work_keys_str_mv | AT rybakovaa ocenkanaprâžennodeformirovannogosostoâniâučastkagazoprovodasmestnoipotereiustoičivosti AT garféf ocenkanaprâžennodeformirovannogosostoâniâučastkagazoprovodasmestnoipotereiustoičivosti AT âkimkinav ocenkanaprâžennodeformirovannogosostoâniâučastkagazoprovodasmestnoipotereiustoičivosti AT lohmaniv ocenkanaprâžennodeformirovannogosostoâniâučastkagazoprovodasmestnoipotereiustoičivosti AT burakiz ocenkanaprâžennodeformirovannogosostoâniâučastkagazoprovodasmestnoipotereiustoičivosti AT rybakovaa evaluationofstressstrainstateofgaspipelinesectionwithlocalstabilityloss AT garféf evaluationofstressstrainstateofgaspipelinesectionwithlocalstabilityloss AT âkimkinav evaluationofstressstrainstateofgaspipelinesectionwithlocalstabilityloss AT lohmaniv evaluationofstressstrainstateofgaspipelinesectionwithlocalstabilityloss AT burakiz evaluationofstressstrainstateofgaspipelinesectionwithlocalstabilityloss |