Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, доктор технических наук Полозов, Анатолий Евсеевич

• Полозов, Анатолий Евсеевич
• доктор технических наук
• 2004

Оглавление диссертации доктор технических наук Полозов, Анатолий Евсеевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА

ПРЕДПОСЫЛКИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ И РАСЧЕТОВ ПРОЧНОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.1. влияние физико-химических параметров транспортируемого сжиженного и охлажденного природного газа на конструктивные характеристики, динамику подвижек и напряженное состояние трубопровода

1.2. уровень применения трубопроводов сжиженного и охлажденного природного газа в зарубежной и отечественной практике, их классификация

1.3. основные требования к конструкции и правила строительства и эксплуатации низкотемпературных газопроводов в основных газоносных провинциях россии

1.4. конструкции и конструктивные особенности низкотемпературных газопроводов, характеристики конструкционных материалов

1.4.1. КОНСТРУКЦИИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.4.2. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ И КРИОГЕННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

1.4.3. ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ ДЛЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.4.4. СВАРОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1.4.5. ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО ТРУБОПРОВОДА

1.5. влияние метода строительства на конструктивные особенности низкотемпературного трубопровода

1.6. прочность и надежность низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов

1.7. диагностика низкотемпературных теплоизолированных газопроводов

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

ГЛАВА

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА ПРОЧНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ КОНСТРУКЦИЙ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. основные этапы развития теории расчета оболочечных конструкций в деформируемых средах

2.2. теоретические решения по определению зависимостей «напряжения-деформации» в низкотемпературном трубопроводе

2.3. использование метода конечных элементов при расчетах конструкции низкотемпературных трубопроводов в деформируемых средах

2.3.1. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ

2.3.2. БЛОК РАЗБИВКИ НА КОНЕЧНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ И ПОСТРОЕНИЕ МАТРИЦ ЖЕСТКОСТИ ДИСКРЕТНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

2.4. физико-механические характеристики основных элементов и среды к расчетной схеме низкотемпературных и криогенных трубопроводов

2.5. расчет напряженно-деформированного состояния системы «труба-теплоизоляция-грунт» при действии сил от веса грунта и трубопровода

2.6. определение напряженно-деформированного состояния в системе «труба-теплоизоляция грунт» при действиии сил от веса грунта, трубы и наземного транспорта

2.7. влияние температуры продукта и механических нагрузок на подземный трубопровод

2.8. напряженно-деформированное состояние искривленного трубопровода в результате охлаждения

2.9. динамика, прочность и надежность теплоизолированного покрытия трубопровода на выходе из грунта в атмосферу

2.9.1. ОСНОВНЫЕ СООТНОШЕНИЯ МЕТОДА КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ДЛЯ ОБЪЕМНОЙ ОСЕСИММЕТРИЧНОЙ ЗАДАЧИ

2.9.2. НАПРЯЖЕНИЯ В ТЕПЛОИЗОЛЯЦИОННОМ ПОКРЫТИИ ПРИ ПРОДОЛЬНОМ СМЕЩЕНИИ ТРУБЫ В ЗОНЕ ПЕРЕХОДА ПОДЗЕМНОГО СПОСОБА ПРОКЛАДКИ В НАДЗЕМНЫЙ

2.9.3. НАПРЯЖЕНИЯ В ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ ПРИ ПОПЕРЕЧНОМ СМЕЩЕНИИ ТРУБЫ В ЗОНЕ ПЕРЕХОДА ПОДЗЕМНОГО СПОСОБА ПРОКЛАДКИ В НАДЗЕМНЫЙ

ВЫВОДЫ ПО ВТОРОЙ ГЛАВЕ

ГЛАВА

ПРОЧНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, КОМПЕНСАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ И ЗАКРЕПЛЕНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. основные положения и предпосылки прочностных расчётов низкотемпературного трубопровода

3.2. конструкции спг и опг- проводов и их работоспособность

3.2.1. АНАЛИЗ РАБОТЫ И РАСЧЁТ СТАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

3.3. компенсация температурных деформаций низкотемпературных трубопроводов

3.4. напряжения и перемещения на криволинейных участках низкотемпературного трубопровода

3.5. закрепление и опирание низкотемпературных трубопроводов

3.6. «закрепление» трубопроводов с использованием низколегированных анкеров выводы по третьей главе

глава

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-РАСЧЁТНАЯ ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ ТЕПЛОИЗОЛЯЦИ ОННОГО ПОКРЫТИЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ

4.1. поведение конструкций теплоизоляционных покрытий трубопроводов в натурных условиях

4.2. механическое взаимодействие системы труба-теплоизоляция грунт и прочность конструкции

4.3. критические величины напряжений в теплоизоляционном покрытии в зависимости от вида связи труба-теплоизоляция

4.4. оценка предельно-допустимых напряжений в теплоизоляционном покрытии

4.5. сопротивление и модули деформации покрытия теплоизоляционного трубопровода

4.6. модельные испытания прочноститеплоизоляционного покрытия и определение расхождения полученных теоретических и экспериментальных данных

4.7.модельные испытания на прочность тепло и гидроизоляционных покрытий трубопровода на разделе «грунт-атмосфера» выводы по четвертой главе

глава

СОВМЕСТНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ С ЦЕЛЬЮ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЧНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ВЫВОДЫ ПО ПЯТОЙ ГЛАВЕ

ГЛАВА

ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ сжиженного и охлажденного природного газа

6.1 параметры низкотемпературного трубопровода, подлежащие исследованию с применением тензометрии

6.2 отработка технологии наклейки тензорезисторов и определение ее прочности

6.3 экспериментальное исследование характеристик тензо-элементов при низких температурах

6.4 отработка процесса монтажа тензорезисторов на низкотемпературном трубопроводе

6.5 исследование параметров серийных первичных преобразователей в условиях длительной эксплуатации при низких температурах

6.6 прием и обработка информации с использованием автоматической системы «магистраль»

6.7 алгоритмы сбора и первичной обработки измерительной информации

6.8. порядок опроса первичных средств

6.9. алгоритм подпрограммы обработки показаний датчиков деформаций выводы по шестой главе

глава экономичность, надежность и устойчивость конструкции низкотемпературного газопровода

7.1. экономическая и экологическая эффективность

7.2. определение режима охлаждения низкотемпературного трубопровода

7.3. методика исследования разрушения трубопровода сжиженного природного газа при авариях

7.4. испытание прочности и надежности трубопровода на разработанном строительном комплексе для сооружения низкотемпературных трубопроводов

7.4.1. СОЗДАНИЕ ПРИВОДНОГО МЕХАНИЗМА ЗАХВАТА ТРУБОПРОВОДА

7.4.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСИЛИЙ ПЕРЕДВИЖЕНИЯ 282 выводы по седьмой главе ' 290 общие выводы 292 список использованных источников 297 приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов»

Природный газ является чистым топливом (чистой энергией). Поступая потребителю, он не содержит тяжелых металлов, серы и других вредных примесей, освобождающихся после сгорания.

Метан является универсальным продуктом и, в зависимости от состояния, универсальной транспортной единицей. Универсальность, с одной стороны, заключается в том, что он может применяться в производстве тепла, электроэнергии, технических процессах, с другой - в сжиженном состоянии он может быть использован как топливо в бытовых условиях, а так же как чистое горючее для автомобилей, локомотивов, летательных аппаратов, речных и морских судов, сельхозтехники и транспортироваться, наряду с трубопроводным, всеми этими видами транспорта. Поэтому все развитые страны стремятся уже с начала XXI века иметь в качестве топлива, главным образом, природный газ, и в первую очередь - в сжиженном состоянии.

Россия располагает самыми большими в мире запасами природного газа, является огромным потребителем и поставщиком его на экспорт, а поэтому вынуждена искать и применять наиболее эффективные формы его получения и транспорта. Кроме того, россияне, проживающие в различных точках страны и удаленные от буферных потребителей газа, находящихся за естественными преградами, вправе пользоваться всеми преимуществами комфортности, которую обеспечивает газ - метан.

Несмотря на то, что газовая отрасль - одна из наиболее молодых, тем не менее она является «локомотивом» в экономике России, поэтому каждое положительное решение, способствующее ее развитию, является эффективным для народного хозяйства.

Успешное развитие отрасли за короткие сроки обеспечили такие институты как ВНИИГАЗ, ВНИИСТ, ГАНГ Рос. гос. университет нефти и газа им. И.М. Губкина, Гипроспецгаз, ВНИПИГАЗдобыча, ЮЖНИИГИПРОгаз, НИПИЭСУнефтегазсторой, Иркутский Энергетический институт А.Н., институт электросварки им. Е.О. Патона Украины, ВНИИЭгазпром, ЦНИИГМ, УралНИИГМ и др. и их научные и инженерно - технические школы.

С 70-х годов в нашей стране, наряду с созданием новых технологий по строительству, транспорту, конструкциям трубопроводов большого диаметра и давлений, начало развиваться направление создания систем и средств для сжиженного природного газа. В настоящее время на п-ве Ямал строится завод сжижения газа и терминал для морской перевозки СПГ судами-метановозами. Для Мурманской области и о. Сахалин разрабатываются проекты заводов сжижения природного газа и сопутствующие сооружения. Разрабатывается в России комплексная программа по широкому использованию СПГ в народном хозяйстве, в том числе как топливо для двигателей транспортных машин и ракетных кораблей. Кроме того Астраханская, Белгородская, Московская, Омская и Оренбургская области завершили разработку такой программы, экономически доказав высокую эффективность широкого использования СПГ в своих областях, а также достигая сокращения 5 вредных выбросов в атмосферу из 7.

Для широкого внедрения СПГ в настоящее время в стране имеется определенный научно - технический задел, который обеспечили такие ученые по гидродинамике, технологии получения и перекачке СПГ, созданию экономнолегированных трубных сталей (ЭЛ-сталей), технологии их сварки, как Иванцов О-М., Одишария Г.Э., Клименко А.П., Лившиц Л.С., Беньяминович О.А., Блейхер Э.М., Красулин И.Д., Зайцев К.И., Ситнова Н.В., Щербакова B.C., Антошин А.С., Сафонов B.C., Чириков К.Ю., Изотов Н. И., Владимиров А.Е., Польских С.М, Газуко И. В., Добровольский Г.П., Клименко С.М., Селетков А.И., Сырейщикова В.И., Зикеев В.Н., Калинушкин П.Н., Дьяконова B.C., Андреев И.Н., и др.

Что касается расчётов оболочек (обмазок), то начало их работ положено еще в 80-х годах XIX столетия, и эта работа продолжается по настоящее время. Значительный вклад внесли Головин Х.С., Коммерель О., Розанов С.Н., Хьютон,

Бодрова-Горелик, Орлов С.А., Бугаева О.Е. и др., которые разработали методы расчета оболочечных систем, работающих в упругой среде. Но наиболее весомый вклад в эту работу внес Шапошников Н.Н., который дал новое решение методу расчета оболочек и впервые внедрил метод конечных элементов, позволивший создать универсальную программу расчета оболочечных систем с привлечением ЭВМ.

Прочностным расчетам трубопроводов с подземной укладкой, в том числе и учетом влияния пучинистых грунтов, свои работы посвятили Клейн Г.К„ Таран В.Д., Бородавкин П.П., О.М. Иванцов В.В. Харионовский, Зенкевич О., Виноградов С.В., Айнбиндер А.Б. и др., трубопроводам с теплоизоляцией -Витальев В.П.

Однако известные разработки не дают полного решения проблемы по созданию низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов, работающих в упругой среде. Нет теории расчета прочности и надежности низкотемпературного трубопровода с толщиной теплоизоляции, соизмеримой с диаметром трубы. Отсутствует для этой конструкции расчёт взаимодействия и динамики подвижек системы труба-теплоизоляция-грунт при воздействии постоянных и временных нагрузок. Нет эффективных конструкций и исследований по элементам компенсации температурных деформаций, опиранию, закреплению трубопроводов, отсутствуют исследования работоспособности из Эл-сталей, созданных для их работы при низких и криогенных температурах. Не использовались методы диагностики и мониторинга низкотемпературных теплоизолированных газопроводов. Нет исследований и решений по определению изменения температуры трубопровода с достаточной степенью точности вдоль трассы при их охлаждении. Не известно поведение динамики разрушения трубной стали при авариях на СПГ-проводе. Нет эффективных способов строительства СПГ и ОПГ-проводов.

Решение комплекса научно-исследовательских, проектно-конструкторских и теоретических проблем позволяет создать работоспособные системы СПГ и ОПГ-проводов для условий России.

Изучение работоспособности новых разработанных конструкций и элементов низкотемпературного трубопровода, предложенных материалов, а также исследования работоспособности системы «труба-теплоизоляция-грунт» требует сравнения с существующими достижениями. Поэтому на месторождении Медвежье и в р-не г. Ухты были построены опытные низкотемпературные теплоизолированные газопроводы по нормативным материалам для тепловых сетей.

Отсутствие расчётов прочности и совершенных конструктивных элементов для низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов привели к выходу из строя опытных теплоизолированных газопроводов уже в первые годы эксплуатации. Основной причиной их выхода стала недооценка прочности теплоизоляционных покрытий, недостаточная организация долевых и поперечных перемещений трубопровода от силовых воздействий и перепада температуры и низкая технологичность их строительства в сложных условиях. Поэтому, используя теорию метода сил, аналитические решения и, применив численный метод конечных элементов, разработана универсальная программа для расчета прочности и механической надежности системы низкотемпературного трубопровода.

Полученная теория расчета с применением ЭВМ позволяет оценить в первом приближении несущую способность криогенного трубопровода, выявить роль материалов, основных элементов (трубы и теплоизоляционной оболочки) на напряженно-деформированное состояние конструкции. Выяснить наиболее опасное сочетание нагрузок от температурного воздействия постоянных и временных сил.

Такая оценка необходима для принятия решения о целесообразности строительства линейного объекта, вариантов его прокладки, выбранной конструкции и материалов, для рассмотрения ее на стадии предпроектных работ, разработка проекта, уточнения гидрогеологического микроклимата на трассе (так как теория позволяет сделать оценку осадки «дневной» поверхности грунта).

Для прямых и крутоизогнутых участков низкотемпературного трубопровода, в связи с тем, что длина трубы является наибольшим измерением, а трасса отличается однородностью граничных условий (физико-механические характеристики грунта вдоль трассы), задача-динамика перемещений-прочность конструкции, решается как двумерная, в рамках плоской деформации (в линейно-упругой постановке).

На участках трубопровода, на разделе грунт-атмосфера, однородность граничных условий нарушается, поэтому для анализа прочности элементов низкотемпературного трубопровода возникла необходимость решения задачи в объемной постановке. Однако распределение напряжений и деформаций в осе симметричном теле полностью определяется перемещением точек в плоскости сечения тела вдоль оси симметрии. Поэтому осевая симметрия даёт возможность свести объемную задачу к двумерной, где все параметры напряженно-деформированного состояния будут функциями двух переменных г и z. Решение задачи позволяет определить величины нормальных, главных и касательных напряжений в трубопроводе и теплоизоляционной оболочке, уточнить наиболее опасное сечение^рубопровода.

Подход к расчету прочности собственно СПГ-провода неоднозначен. С одной стороны, при температуре СПГ величина сопротивления R ЭЛ-стали возрастает в 1,2 - 1,3 раза, что позволяет уменьшить толщину стенки в 1,10-1,25 раза, чем у газонефтепровода. Эксплуатационные напряжения будут всегда растягивающими, что объясняется однозначностью напряжений, вызванных отрицательными температурным перепадом и внутренним давлением. С другой - в первые секунды пуска СПГ-провода в работу происходит интенсивное испарение и перегрев пара, продвижение СПГ замедляется и переходит в квазистационарный режим. При этом давление на переднем фронте потока может возрасти и даже превысить давление на входе. Такое явление опасно, поэтому, до наработки практического опыта, в расчеты на опытные СПГ-проводы, необходимо вводить достаточно большой коэффициент перегрузки (в отличие от СНиП), он должен быть не менее Кн=2. В то же время на основании исследования ВНИИСТа выявлено, что коэффициент сварного шва для ЭЛ-сталей, при температуре СПГ, может быть принят как по СНиП ср=0,8.

В защемленном трубопроводе возникают недопустимые продольные напряжения, снижение которых возможно, в первую очередь, применением компенсационных устройств и обеспечением в каждом конкретном случае, монолитной или скользящей схемы взаимодействия на разделе труба-теплоизоляция. Расстояние между компенсаторами будет зависеть от типа соединения. Для этих видов соединения предложен метод расчета по определению предельных сопротивлений tnp.M. и tnpx, с учетом коэффициента трения f, величины которых должны быть получены экспериментальным путем. На примере расчета СПГ-провода диаметром DH.Tp.=l,02 м, DH-xenjl=l,62 м, f=0,3 установлено, что tnp.M=l,68 tnpx, то есть расстояние L для монолитного соединения ниже в 1,68 раза, но прочность теплоизоляционной оболочки со скользящим взаимодействием меньше, чем при монолитном. Для предупреждения температурных деформаций, а следовательно опасных напряжений в теле трубопровода, созданы и исследованы устройства (и способы) для компенсации температурных перемещений, опирания и закрепления низкотемпературных трубопроводов.

Проблематичным для северных регионов (преимущественно в связи с наличием) пылеватых песков является местное изготовление в районы строительства балластных грузов и устройств. В связи с этим созданы низкотемпературные анкеры, обеспечивающие высокий уровень работоспособности по закреплению трубопроводов путем использования холода транспортируемого продукта. Разработан метод расчета распределения температуры через грунт с использованием формулы Форхгеймера. Выявлена наиболее эффективная конструкция анкера.

Привлекая аналитические решения, метод конечных элементов и полученные результаты экспериментальных исследований, разработаны основы теории и инженерные расчеты (для проектирования) по определению: предела прочности при растяжении-сжатии, сдвиге, адгезионной прочности сцепления теплоизоляции с трубой, получены характерные графики напряжения-сжатия, зависимости прочности и деформативности элементов конструкции от длительности действия нагрузок; установлено влияние температуры на механические показатели теплоизоляционного слоя низкотемпературного трубопровода. Определённая величина напряжений в конструкции существенно зависит от упругих перемещений теплоизоляции в грунте в продольном и поперечном направлении при сдвиге и сжатии. С привлечением результатов проведённых экспериментов получен коэффициент постели теплоизоляции и обобщенный коэффициент (теплоизоляция-грунт) постели, через которые определяем деформационные характеристики теплоизоляционного покрытия.

Используя теорию прочности Мора, отражающую феноменологический подход и связывающий (на основе эксперимента) вид напряженного состояния, даётся оценка степени опасности теплоизоляционной оболочки низкотемпературного трубопровода. Определен деформационный параметр, характеризующий начало предельно-напряжённого состояния теплоизоляции (ПНС), то есть появление трещин. Экспериментально установлено, что с понижением температуры прочность и модули упругости теплоизоляции увеличиваются.

Выполненные экспериментальные исследования позволили привести результаты деформирования кубика теплоизоляции в лабораторных условиях к деформационной характеристике конструкции теплоизоляционного покрытия в целом через приведенный модуль упругости и коэффициент приведения Кпр. Результаты перемещений, прочности и надёжности работы теплоизоляционного покрытия низкотемпературного трубопровода на участке выхода его из грунта в атмосферу, полученные расчётным путём, проверенные на экспериментальных моделях трубопроводов, показали высокую сходимость.

Используя разработанную теорию расчета и результаты выполненных экспериментов, осуществлено совместное решение задач по установлению прочности и механической надежности всей системы низкотемпературного трубопровода (на примере запроектированного ВНИПИГаздобычей для района г. Ухты), низкотемпературного газопровода, со сложной конструкцией оси в пространстве и различными видами и условиями прокладки.

Анализ расчета, к которому относятся значения изгибающих моментов, продольных и поперечных перемещений, а также продольных напряжений по всем элементам трубопровода показал, что значения напряжений в режиме эксплуатации превышают соответствующие напряжения в режиме охлаждения, за исключением напряжений на потенциально опасных участках, примыкающих к крутоизогнутому повороту, в связи с их наибольшими перемещениями.

Оценка прочности и деформативности конструкции по минимальной величине запаса показала, что наиболее нагруженные элементы из ЭЛ-стали 10ХГНМАЮ, сваренные в трубопровод диаметром 530 мм и 1020 мм радиальным швом, электродами НИАТ-5 и ОЗЛ-6, при криогенной температуре -120°С и давлении Рраб=5,5 МПа, показали свою достаточную в системе СПГ и ОПГ-проводов (наименьший запас прочности Г|т;п=1,03 и 1,07).

Известно, что новые системы и элементы низкотемпературных трубопроводов требуют их глубокой диагностики по определению напряженно-деформированного состояния трубопровода, заключаемого в измерениях как отдельных составляющих напряжений, вызванных изменением температуры, давления, изгиба и перемещений трубопровода, так и величин суммарных деформаций и напряжений. В свою очередь конструктивные и технологические особенности низкотемпературного трубопровода создают определенные требования к измерительной технике (датчикам, соединительным линиям, измерительной регистрирующей аппаратуре), методике и технике наклейки тензодатчиков на платы, крепления плат к трубопроводу, методике и технике его тензометрирования.

Для этого отработаны, наряду с этими вопросами, тензочувствительность, ползучесть, механический гистерезис, температурные характеристики на специально разработанных установках.

Разработаны: алгоритм сбора и первичной обработки измерительной информации, порядок опроса первичных средств, алгоритм подпрограммы обработки показаний датчиков деформаций, блок-схема программы опроса первичных средств.

Установлено, что переход на СПГ-проводы дает большой экономический и экологический эффект. Удельный вес трубной стали в затратах на строительство газопровода составляет 80%, а переход на перекачку СПГ позволяет перейти с 4-х ниток газопровода на 1-ну нитку СПГ-провода, что дает экономию затрат по металлу 75%. Но с учетом затрат на теплоизоляцию СПГ-провода и повышенную стоимость ЭЛ-стали получаем экономию средств равную 37%.

Используя аналитическую зависимость, строим эмпирическую зависимость изменения температуры стенки низкотемпературного трубопровода по его длине и времени охлаждения. Для определения эмпирических коэффициентов и проверки их значимости используем критерий Стьюдента. Результаты эксперимента получаем на созданной установке, с применением термопар, а также 1— и 12™ точечных потенциометров. В результате исследований получена методика расчета, которая дает ошибку в любом сечении трубопровода не более 5,5%, что значительно ниже, чем получаемая по теории Шухова. Экспериментальным путём получены результаты динамики разрушения трубопровода сжиженного газа при авариях.

В результате выполнения диссертационной работы:

- разработаны и выданы задания на проектирование и технические предложения на: «Строительство экспериментального участка трубопровода сжиженного и охлажденного природного газа протяженностью 1,5 км, включая

-а изотермическое хранилище объемом до 400 м , установки сжижения газа и его регазификации, в районе г. Ухты». Проект разработан Ухтинским филиалом ВНИПИГАЗдобыча. Строительство было приостановлено в середине 90- годов при прекращении финансирования, в процессе «перестройки» в стране, но был построен безнапорный низкотемпературный газопровод;

-разработаны и исследованы в лабораторных и полевых условиях новые узлы и детали к низкотемпературным газопроводам применительно к выдаче задания на проектирование экспериментальных СПГ и ОПГ-проводов, со строительством в Ухтинском районе;

-разработано «Руководство по составу, конструкции, технологии изготовления и монтажу теплоизоляции низкотемпературных трубопроводов (для опытного участка)», Р-353;

-разработано «Руководство по теплоизоляции низкотемпературных трубопроводов (для опытного участка)», Р-594;

- построен газопровод Соплеск - Печора диаметром 720 мм на участках болот , с внедрением а.с. 1149096, и а.с. 1203 3 09;

-использовано разработанное антикоррозийное покрытие (грунтовка ГТ-900) для свай из труб и других стальных элементов для строительства линейных сооружений и обустройства газовых промыслов на Севере Тюменской обл.;

-основные результаты теории расчета прочности линейных объектов и исследований деталей и конструкций должны получить внедрение непосредственно на ОПТ и СПГ -проводах, проектирование, строительство и эксплуатация которых начинают внедряться в России.

Диссертация состоит из введения, семи глав и выводов, содержит 348 страниц рукописного текста, 117 рисунков, 31 таблицу, приложения (графики, табл., и др.). Список использованной литературы включает 180 наименований.

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Полозов, Анатолий Евсеевич

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Выполнено научно-техническое обобщение теории расчета прочности и надежности низкотемпературных газопроводов, работающих в упругой среде, по предельным состояниям.

2. Разработана обобщенная математическая модель и определены теоретические зависимости влияния постоянных, временных нагрузок и температурных воздействий на напряженно-деформированное состояние основных разномодуль-ных линейных элементов и конструкции низкотемпературного газопровода в целом, на прямых и искривленных участках трассы, при толщине теплоизоляционного слоя сравнимой с диаметром трубы, при использовании численного метода расчета, выполненного в рамках плоской деформации в линейно-упругой постановке.

3.Разработана система математических моделей, алгоритмы которых позволяют определить влияние каждой компоненты в отдельности (постоянной, временной нагрузки, криогенного воздействия температуры) и наибольшего влияния из них на динамику подвижек и прочность системы трубопровода, с учетом задачи Ламе. Получено, что изгибающий момент от криогенной температуры, на примере СПГ-провода диаметром 1020 мм, возрос почти на порядок, а удельные весовые нагрузки в результате переезда трубоукладчиком трубопровода увеличили перемещения и деформации в трубе в 4-6 раз, против нагрузок от веса грунта и трубы с продуктом.

4. Получено при использовании численного метода конечных элементов и выведенного интеграла статического момента, решение по напряженному состоянию толстостенного теплоизоляционного покрытия в объемном варианте (в связи с неоднородностью окружения газопровода средой) на наиболее опасном участке — на выходе газопровода из грунта. Полученные значения напряжений, при единичном поперечном и продольном перемещениях трубы, позволяют оценить напряженное состояние конструкции трубопровода, по известным перемещениям. Установлено, что модуль упругости грунта существенно влияет на величину напряжений в тепловой изоляции, при этом: если грунт жесткий (например, Е=2500МПа), то <'ах=0,314 МПа, для мягкого грунта (Е=25МПа) -сг^ах=0,160МПа (при поперечном смещении трубы); для продольного смещения возмущение в грунте распространяются — в жестком грунте до 1, в мягком до 5 диаметров трубы. Максимальная нагрузка приходится на сечение трубопровода близкое к разделу грунт — атмосфера, со смещением в сторону грунта, примерно на 1/3 диаметра трубы.

5. Предложены впервые, с учетом канонических уравнений и экспериментальных исследований, коэффициент постели теплоизоляции при сдвиге, вызванном продольным перемещением трубопровода, коэффициент постели при поперечных подвижках, а также обобщенный коэффициент постели системы - теплоизоляция-грунт, где упругие свойства материалов работают как система взаимосвязанных пружин, в котором участвуют модули упругости материалов, толщина теплоизоляционной оболочки, коэффициент формы траншеи, единичная длина трубопровода. Они существенно влияют на величину напряжений в теплоизоляции, а также в значительной степени определяют длину компенсируемых участков трубопровода.

6. Выполнено физическое моделирование процесса взаимодействия системы труба-теплоизоляция -грунт с масштабным фактором конструктивных размеров 1/10, и расчет по методу МКЭ с дискретизацией континуальной системы сечений теплоизоляции на более мелкие расчетные элементы, которые показали высокую сходимость результатов определения напряженно-деформированного состояния теплоизоляционного покрытия. Получена расчетная и экспериментальная зависимость аг, (sr) отражающие деформирование образца теплоизоляции кубической формы из того же материала с ребром h, равным толщине теплоизоляционного покрытия трубопровода. Она позволяет по данным испытаний образца на сжатие определить деформации для всей конструкции покрытия, а полученная инженерная формула упрощает расчеты при проектировании объекта.

7. Определены компоненты напряженного состояния (радиального, окружного в функции того или иного угла, касательные напряжения) сечения теплоизоляции в зависимости от распределенной нагрузки, кольцевой жесткости трубы, относительной толщины теплоизоляции, механической взаимосвязи с трубой. Полученные результаты используются для оценки предельно-напряжённого состояния конструкции теплоизоляционного покрытия. Установлено, что касательные напряжения по толщине теплоизоляции изменяются по гиперболическому закону, принимая на внутренней поверхности наибольшие значения, причем независимо от вида связи с трубой. При этом скользящие системы при одном и том же Ру напряжены почти в 2 раза больше чем монолитные, относительная толщина теплоизоляции оказывает незначительное влияние на величину и характер распределения напряжения, например для Л =0,3 и при изменении h на 50% в ту или другую сторону напряжения изменяются не более чем на 10%. Получен для всех видов связи деформационный параметр £гшах, то есть когда на внутренней поверхности теплоизоляции появляются трещины.

8. Результаты численного моделирования и экспериментальных данных процессов взаимодействия элементов конструкции низкотемпературных газопроводов и окружающей среды (при различных видах прокладок) получены автором и переданы институту ВНИПИГАЗдобыча для разработки проекта опытных СПГ и ОПГ-проводов для района г. Ухты.

Выполненные исследования позволили автору проверить некоторые предположения других исследователей и получить новые результаты:

- опасное сечение СПГ-провода в период пуска в работу может быть как в начале так и в конце трубопровода. При этом для «неразрезного» трубопровода в формуле по определению толщины стенки коэффициент перегрузки рабочего давления следует принимать по СНиП п=1,2, для разрезного (с осевыми компенсаторами) его необходимо увеличить для опытных трубопроводов до п=2,0;

- продольные напряжения а"р в стенках всегда растягивающие как от давления продукта и отрицательных температур, так и в результате понижения температуры защемленной трубы. Сочетание растягивающих напряжений в продольном и кольцевом направлениях (по энергетической теории прочности) является благоприятным при определении толщины стенки;

- величина сопротивления ЭЛ-стали при температуре СПГ возрастает в 1,21,3 раза, однако уменьшать толщину стенки для низкотемпературных газопроводов преждевременно;

- скользящий тип соединения труба-теплоизоляция позволяет увеличить расстояние между компенсаторами в 1,68 раза, но при монолитной конструкции теплоизоляционное покрытие прочнее и надежнее;

- установлено, что ЭЛ-сталь 1 ОХГНМАЮ, сваренная электродами НИАТ-5 и ОЗЛ-6 при экстремальных режимах эксплуатации показала свою работоспособность; выявлено, что наибольшие значения напряжений достигают на криволинейных участках, однако и на них получены достаточные запасы прочности металла (rjmia =1,03-1,07).

9. Разработана методология и исследованы процессы диагностики конструкции низкотемпературного газопровода. Серийные тензорезисторы типа 2ФКТК-1200 и КФ-5, предназначенные для умеренных температур, наклеенные на металлическую подложку из стали Х18Н10Т и исследованные при температурах СПГ и ОПТ показали, допустимые характеристики по ползучести, механическому гистерезису и сроку эксплуатации. Предложена технология их крепления на трубопроводы.

Наиболее эффективными из исследованных рецептур клеев оказались клеи БФ-2, но для повышения их адгезии предложены дополнительные технологические операции.

10. Разработано более 20 конструктивных решений, защищенных авторскими свидетельствами, которые дополняют существующие решения по конструкциям низкотемпературных газопроводов, и с учетом разработанной теории и исследованиям узлов и низкотемпературного трубопровода на прочность и надежность позволяют осуществить широкое использование высокоэффективных низкотемпературных газопроводов в условиях России. Для этого нового класса газопроводов на основании исследований получены эмпирические формулы позволяющие определить температуру в каждом сечении низкотемпературного газопровода и в любой промежуток времени, с ошибкой не более 5,5%, данные которых могут закладываться в программу мониторинга с использованием системы «Магистраль». Разработана методика оценки поведения СПГ-провода на лавинное разрушение при аварийной ситуации. Установлено, что характер разрушения протекает по среднему значению между разрушением газопровода и нефтепровода. Экспериментально доказано, что строительство низкотемпературного газопровода по методу предложенному автором уменьшает напряжения в газопроводе в 2-3 раза, чем при укладке трубоукладчиками.

11. Определено, что коррозионная активность грунта на п-ве Ямал составляет 0,2-0,3 мм/год, в Карском море - 0,15мм/год. Эффективным антикоррозионным покрытием металлических конструкций являются грунты ГТП-760ИН и ГТ-900.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Полозов, Анатолий Евсеевич, 2004 год

1. А.С. 945581 СССР, МКИ F 16 L 51/00. Трубопроводный компенсатор / А.Е. Полозов (СССР).№ 2980584/29-08; заявл. 15.09.80; опубл. 23.07.82.-Б.И. №27.

2. А.С. 855317 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Устройство для закрепления низкотемпературного газопровода в грунте / А.Е. Полозов (СССР). № 2721788/2908; заявл. 07.02.79; опубл. 15.08.81.- Б.И. №30.

3. А.С. 666361 СССР, МКИ F 16 L 9/18. 59/06. Трубопровод с вакуумной изоляцией / А.Е. Полозов (СССР). №2551005/29-08; заявл. 06.12.77; опубл. 05.06.79.-Б.И. №21.

4. А.С. 890012 СССР, МКИ F 16 L 59/14. Устройство для монтажа теплоизоляции/ А.Е. Полозов (СССР). №2633616/29-08; заявл. 19.06.78; опубл. 15.12.81.-Б.И. №46.

5. А.С. 1024640 СССР, МКИ F 16 L 1/100. Способ сооружения трубопроводов для транспортировки низкотемпературных продуктов / А.Е. Полозов (СССР). №2987418/29-08; заявл. 29.09.80; опубл. 23.06.83; Б.И. №23.

6. А.С. 639611 СССР, МКИ В 05 С 5/02, В 05 13/00. Устройство для нанесения покрытий на наружную поверхность труб / А.Е. Полозов (СССР).-№2502043/23-05; заявл. 01.07.77; опубл. 30.12.78.-Б.И. №48.

7. А.С. 741953 СССР, МКИ В 05 С 5/02. Устройство для нанесения покрытий на наружную поверхность труб / А.Е. Полозов (СССР).-№2690411/23-05; заявл.3011.78.; опубл. 25.06.80.- Б.И. №23.

8. А.С. 815410 СССР, МКИ F 16 L 9/18. Трубопровод для слива криогенной жидкости / А.В. Семериков, А.Е. Полозов (СССР).- № 2731276/29-08; заявл.1202.79.; опубл. 25.03.81.- Б.И. № 11.

9. А.С. 576483 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Сальниковый самоуплотняющийся компенсатор / А.Е. Полозов, В.И. Илюшин, О.М. Иванцов (СССР).-№2374958/25-08; заявл. 21.06.76; опубл. 11.09.77.- Б.И. № 38.

10. А.С. 723272 СССР, МКИ F 16 J 15/18. Сальниковое уплотнение / В.И. Илюшин, А.Е. Полозов (СССР).- №2458151/25-08; заявл. 01.03.77; опубл. 28.03.80.-Б.И.№ 11.

11. А.С. 635342 СССР, МКИ F 16 L 1/02. Устройство для заделки трубопровода в плотной среде / Г.М. Чичко, А.Е. Полозов (СССР).- №2396629/29-08; заявл. 13.08.76; опубл. 30.11.78.- Б.И. № 44.

12. А.С. 918632 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Устройство для закрепления низкотемпературного трубопровода в грунте / В.Г. Тишин, А.Е. Полозов (СССР).-№2770898/29-08; заявл. 25.05.79; опубл. 07.04.82.- Б.И. № 13.

13. А.С. 875178 СССР, МКИ F 16 L 59/12. Теплоизоляционная конструкция для трубопроводов / А.Е. Полозов, В.М. Шарыгин (СССР). №276784/29-08; заявл. 15.05.79; опубл. 23.01.81.- Б.И. №39.

14. А.С. 1199621 СССР, МКИ В 28 В 21/82. Установка для обетонирования трубчатых изделий / Б.В. Гусев, А.А. Попов, А.Е. Полозов и др. (СССР).- № 3644569/29-33; заявл. 22.09.83; опубл. 23.12.85.- Б.И. № 47.т

15. А.С. 1093862 СССР, МКИ F 16 L 1/ 04. Способ прокладки подземного трубопровода типа труба в трубе / М.С. Латыпов, А.Е. Полозов, Е.И. Слепоку-ров и др. (СССР). -№ 3559816/29-08; заявл. 02.03.83; опубл. 23.05.84.- Б.И. № 19.

16. А.С. 1149096 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Самоходная система для технологической обработки трубопроводов / Г.П. Логвин, А.Е. Полозов, В.И. Билич (СССР). № 3602208/29-08; заявл. 03.06.83; опубл. 07.04.85.- Б.И. № 13.

17. А.С. 1203309 СССР, МКИ F 16 L 1/00. Самоходное устройство для поддержки трубопровода на неплотных грунтах / Г.П. Логвин, А.Е Полозов и др. (СССР).- № 3764400/29-08; заявл. 28.06.84; опубл. 07.01.86.- Б.И. №1.

18. А.С. 1071479 СССР, МКИ В 60 Р 3/40. Устройство для перевозки на транспортном средстве труб / А.Е. Полозов, О.М. Иванцов (СССР).- № 3508837/27-11; заявл. 05.11.82; опубл. 07.02.84.- Б,И. № 5.

19. А.С. 1563219 СССР, МКИ С 09 Д 5/12. Композиция для грунтовочного покрытия / А.Т. Санжаровский, Т.В. Веселова, А.Е. Полозов и др. (СССР).-№ 4307342/23-05; заявл. 06.08.87. (ДСП).

20. А.С.983373 СССР. Компенсатор / А.И. Красноокий, А.И. Ильченко, О.В. Тюков (СССР). Б.И. 1982. - Б.И. - № 47.

21. А.С. 750025 СССР. Резервуар для хранения сжиженных газов / Е.В. Чепига (СССР). Б.И. 1980.- Б.И. № 27.

22. А.С. 723080 СССР. Резервуар для хранения сжиженных газов / Е.В. Чепига, В.В. Борисов (СССР). Б.И. 1980. - Б.И. №11.

23. Агапкин В.М. и др. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов. -М.: Недра, 1981.- 256 с.

24. Антошин А.С., Чабуркин В.Ф. и др. Технологическая прочность сварных хладостойких малоперлитных трубных сталей. // Тр. ВНИИСТ, 1976.-176 с.

25. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных газопроводов на прочность и устойчивость. -М.: Недра, 1976.-119 с.

26. Аникин Е.А. Укладка трубопроводов на болотах. // Научно-технический обзор. М.: НИПИЭСУ нефтегазстрой, 1983.- №5.

27. Антипенков Б.А., Давыдов А.Б., Двойрис А.Д. Эффективность применения турбодетандеров в холодильных системах //Газовая промышленность, 1978.-№7. -С. 23-26.

28. Будзуляк Б.В., Дедешко А.С., Канайкин В.А. и др. Внутритрубная инжекция газопроводов //Газовая промышленность, 2000. — янв.- С. 46-47.

29. Бродянский В.М., Меерзон Ф.И. Производство кислорода. М.: Металлургия, 1970.- 384 с.

30. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. — М.: Недра, 1982.31 .Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. — М.: Недра, 1976.- 119 с.

31. Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. -М.: недра, 1977.- 119.

32. Бородавкин П.П. Трубопроводы в сложных условиях. М.: Недра, 1968.

33. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.И., Чириков К.Ю., Коклин И.М. Сжиженный природный газ для большегрузных автомобилей // Газовая промышленность, апрель-май, 1996.-С. 11-13.

34. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.И., Чириков К.Ю., Беляев И.Г. Газоснабжение железнодорожного транспорта//Газовая промышленность, 1994.-№1.-С. 3235.

35. Беньяминович О.А. и др. — Исследовательские работы фракционирующего испарителя в устройствах низкотемпературного разделения сжиженных газов // Газовая промышленность, 1973. №. - С. 45-48.

36. Болотов А.С. Перспективы применения электросварных труб из экономно легированных сталей. -М.: Строительство трубопроводов, 1984, № С. 9-11.

37. Барбадзе В.М., Мураками С. Расчет и проектирование строительных конструкций и сооружение в деформируемых средах. — М.: Строиздат, 1989. — С. 18.

38. Барбадзе В.Ш. Железобетонные и армополимерные строиетльные конструкции нулевого цикла на железнодорожном транспорте. Ч. 1. — М., 1983. — 107 с.,ч. 2.-М., 1986.-100 с.

39. Владимиров А.Е., Одишария Г.Э. Гидравлический и тепловой расчеты трубопроводов СПГ с учетом сжимаемости // Реф. Сб. Транспорт и хранение газа, 1972.-№ 9.

40. Владимиров А.Е., Иваицов О.М. Стационарные и переходные режимы трубопроводов сжиженного природного газа // ИЗВ. АНСССР. Энергетика и транспорт. 1981, № 36.- С. 105-114.

41. Владимиров А.Е., Иванцов О.М., Польских С.И. Трубопроводный транспорт сжиженного природного газа // Научно-технический обзор. Сер. Транспорт и хранение газа, 1972. № 9.

42. Владимиров А.Е. Эксплуатационные режимы работы магистральных трубопроводов сжиженного природного газа // Сб. Нефть и газ. -М.: Недра, 1974.

43. Владимиров А.Е. Исследование некоторых вопросов теплового и гидравлического режимов трубопроводов сжиженного природного газа. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. - М.: ГАНГ им. Губкина, 1975.

44. Вспененные пластические массы // Каталог Черкассы, 1988.

45. Витальев В.П. Бесканальная прокладка тепловых сетей. М.: Энергия, 1971.

46. Виноградов С.В. расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки. -М.: Стройиздат, 1980.

47. Воронков С.Т., Исэров Д.З. Тепловая изоляция энергетических установок. — М.: Высшая школа, 1982. С. 98-132.

48. Вездеход «Трэкол» / Газовая промышленность, 1997. №6. - С. 15.

49. Галиуллин З.Т., Исмаилов И.А., Цыганов Л.Ю. Температурный режим открытых участков наземных газопроводов // Транспорт и хранение газа. Реф. Сб. ВНИИЭГазпрома, 1979, № 2. С. 10-14.

50. Гудков С.Ф., Беньяминович О.А., Одишария Г.Э. Технико-экономический анализ природного газа в сжиженном и охлажденном состоянии // Научно-технический обзор. М.: ВНИИГАЗ, 1970.

51. Гриценко А.И. Природный газ в качестве моторного топлива // Газовая промышленность, 1997. № 2. - С. 46-48.

52. Громов А.В., Каликин А.А. Строительство магистральных газопроводов. -Киев: Будивельник, 1975.

53. Дедешко В.Н., Салюков А.И., Парфенов А.И. и др. Обслуживание и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность, 1998. — сент. — С. 57-59.

54. Дин Хейл. Рост промышленности СПГ. Инженер-нефтяник / Перев. изд. американских журналов, 1976. № 6. — С.41.

55. Добровольский Г.П. Определение параметров состояния сжиженного природного газа при его движении по трубопроводу // Сиб. отд. АН СССР. № деп. 1817-76. - г. Иркутск, 1976.

56. Джин Б. Александер, Н. Томас Вильяме. Строительство перевалочной базы на полуострове Эльба, 1972. — С. 44-47.

57. Давыдов С.С., Вахуркин К.А., Комаров И.А. и др. Проектирование и воздействие подземных сооружений. М, 1959. — 394 с.

58. Давыдов С.С. Расчет и проектирование подземных конструкций. — М.: Стройиздат, 1950. 376 с.бЗ.Закрицкий B.C., Дьяконов JI.A. Эксплуатация газопроводов на подрабатываемых территориях. М.: Недра, 1975. — С. 16-18.

59. Зенкевич О., Чанг И. Метод конечных элементов в теории сооружений и в механике сплошных сред. — М.: Недра, 1974.

60. Ильинский А.А. Транспорт и хранение промышленных сжиженных газов. — М.: Химия, 1976.-С. 9-16.

61. Иванцов О.М. Транспорт и хранение сжиженного газа во Франции. — М.: ВНИОЭНГ, 1968.-С. 12-14

62. Иванцов О.М., Двойрис А.Д. Низкотемпературные газопроводы. — М.: Недра, 1980.

63. Иванцов О.М. Преимущества использования сжиженного природного газа. -Строительство трубопроводов, 1971. № 6. — С. 12-13.

64. Иванцов О.М., Лившиц Л.С. Трубы для низкотемпературных газопроводов. -М.: НИПИЭСУнефтегазссрой, 1976.

65. Конструкция бесканальной прокладки тепловых сетей с применением в качестве основного материала асфальтокерамзитобетона. Технические решения / Теплоэлектропроект. Рига, 1969.

66. Кошелев П.Ф., Беляев С.Е. Прочность и пластичность конструкционных материалов при низких температурах. М: Машиностроение, 1976.

67. Клименко А.П. Сжиженные углеводородные газы. — М: Недра, 1983. С. 105.

68. Кривошеин Б.Л. Метод определения размеров теплоизоляции подземных трубопроводов. Сб. Проектирование и строительство трубопроводов газонефтепромысловых сооружений НИПИЭСУнефтегазстрой.-М.: 1976.-№ 3.

69. Карапетян О.О. Влияние повышенных и пониженных температур на механические свойства пенопластов // Применение ячеистых пластмасс в гражданском строительстве. ЛЕНЗНИЭН.- Л.: 1971. -С. 109-117.

70. Клеи и технологии склеивания / Сб. статей под ред. Д.А. Кардашева. — М.: Оборонгиз, 1960.-245 с.

71. Кардашев Д.А. Синтетические клеи. М.: Химия, 1978. - С. 61-65.

72. Каганер М.Т. Тепловая изоляция в технике низких температур. — М.: Машиностроение, 1966.-С. 85-87.

73. Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. — М.: Стройиздат, 1969.

74. Клейн Г.К. Расчет труб уложенных в земле. М.: Госстройиздат, 1961.

75. Лившиц Л.С., Рождественский В.В. Устойчивость трубопроводов против хрупких разрушений, 1968. №3. - С. 18-20.

76. Лившиц А.С., Ситнова Н.В. и др. Создание труб для низкотемпературного газа // Проектирование и строительство трубопроводов газонефтепромысловых сооружений. НТРС. - Информнефстрой, 1982. — Вып. 5.

77. Лившиц Л.С. Требования к трубам для магистралей сжиженного газа // Строительство газопроводов, 1970. № 8. - 4 с.

78. Лившиц Л.С. Расчет устойчивости трубопроводов против хрупких разрушений, 1968. -№ 5. -С. 16-18.

79. Лившиц Л.С., Рахманов А.С. Требования к свойствам сталей газо- и нефтепроводных трубопроводов, 1971. № 5. - С. 16-18.

80. Лифшиц Л.С., Ситнова Н.В., Щербакова B.C. и др. Создание труб для транспортировки низкотемпературного газа // Проектирование и строительство трубопроводов газонефтепромысловых сооружений, 1982. — Вып. 5. С. 3236.

81. Лифшиц Л.С. Экономно легированные стали и их сварка. — Реферативный сборник. Изд-во НИПИЭСУнефтегазстпрой, 1977. - № 9. - С. 8-17.

82. Логвин Г.П., Полозов А.Е. Самоходная система для строительства трубопроводов на болотах // Строительство трубопроводов, 1985. № 10. - С. 1820.

83. Львовский Е.М. Систематические методы построения эмпирических формул. — М.: Высшая школа, 1982. -224 с.

84. Малков М.П. и др. Справочник по физико-химическим основан глубокого охлаждения. М.: Госэнергоиздат, 1963. - 416 с.

85. Макс М., Леви. Строительство перевалочной базы СПГ у Ков-Пойтна // Инженер-нефтяник, 1976.

86. Малышев М.В. Прочность грунтов и устойчивость оснований сооружений. — М.: Стройиздат, 1994. С. 62.

87. Менжерес В.Н. К технико-экономическому анализу транспортных систем передачи газов // Строительство трубопроводов, 1977. № 9, - С. 80-86.

88. Макаров Э.Л. Технологическая прочность стали в процессе превращений ау-стенита (холодные трещины). Справочник по сварке. Под ред. Винокурова В.А.- Машиностроение, 1970.

89. Магистральные трубопроводы охлажденного и сжиженного природного газа / Под ред. А.Е. Полозова. АНСССР. - Уральское отделение. — Коми научный центр. - Сыктывкар, 1988.

90. Николаева К.А., Полозов А.Е, Шарыгин В.М. Влияние продольной компенсации и параметров основания на поведение охлажденного трубопровода // Строительство трубопроводов, 1982. № 8. — С. 27-28.

91. Николаева Н.А. Определение параметров конструктивной надежности несущих участков магистральных трубопроводов эксплуатируемых в экстремальных условиях. Канд. дис. М., 1985. - С. 70-85 (ДСП).

92. Николаев В.В. СПГ как моторное топливо // Газовая промышленность, 1999.-№5.-С. 67-69.

93. Одишария Г.Э. Северный морской путь перспективное направление транспортирования жидких углеводородов // Газовая промышленность, 1998.-авг.- С. 62-63.

94. Одишария Г.Э. Влияние глубины охлаждения газа на технико-экономические показатели газопередачи // Газовая промышленность, 1976. -№ 8. С.4.

95. Орлов С.А. Методы статического расчета сборных железобетонных обделок.-М.: Госстройиздат, 1961.-С. 190.

96. Орлов В.В., Гудзб. Сборник примеров и задач по механике горных пород.- М: Госгортехиздат, 1961. 213 с.

97. Писаренко Г.С. Сопротивление материалов. Киев.: «Вища школа», 1986.- 153 с.

98. Полозов А.Е. Магистральные трубопроводы для транспорта сжиженного природного газ // Строительство трубопроводов, 1981. № 12. — С. 22-23.

99. Полозов А.Е. Сооружение магистральных и промысловых трубопроводов на болотах // Тезисы докладов Межотраслевой научной конференции: Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. Иваново-Франковск, 1985. -С. 25.

100. Полозов А.Е. Строительство теплоизолированных нефтегазопроводов // Тезисы Всесоюзной научно-практической конференции, г. Сыктывкар, 1986. -Т. 1.-83 с.

101. Полозов А.Е. Полигон для отработки научно исследовательских, строительных и эксплуатационных вопросов применительно к СПГ — проводам // Строительство трубопроводов, 1995. май-июнь. - С. 12-14.

102. Полозов А.Е. Перспективы развития магистральных газопроводных систем // Применение строительных материалов в нефтегазовой отрасли. Сб. науч. тр. М., 1986.-С. 100-105.

103. Полозов А.Е. Методика определения режима охлаждения низкотемпературного трубопровода // Газовая промышленность, 1996. № 11-12. - С. 2426.

104. Полозов А.Е. Подвесной газопровод // Газовая промышленность, 1999. № 4. - С. 53-54.

105. Полозов А.Е. Коррозионная активность грунтов полуострова Ямал // Строительство трубопроводов, 1996. № 7-10. - С. 43-46.

106. Полозов А.Е., Санжаровская С.Ф., Войцеховская J1.H. Коррозионная активность грунтов и природных вод Ямала // Строительство трубопроводов, 1988.-№2.-С. 15-17.

107. Полозов А.Е. Низкотемпературные газопроводы // Газовая промышленность, 1997. № 11. - С. 12-14.

108. Полозов А.Е., Мирошниченко Б.И. Динамика фазового перехода при разрушении трубопровода сжиженного газа // Строительство трубопроводов, 1990.-№4.-С. 38-39.

109. Полозов А.Е., Илюшин В.И., Щур Н.М. Тепловое взаимодействие трубопроводов // Строительство трубопроводов, 1983. № 2. - С 27-28.

110. Полозов А.Е., Абрамов А.П., Санжаровская С.Ф. Гидрозащита теплоизолированных трубопроводов // Строительство трубопроводов, 1989. № 10. — С. 21-22.

111. Полозов А.Е., Воропаев В.А., Абрамов А.П. Изучение коррозии металлических конструкций в почвенных и атмосферных условиях на Европейском Севере // Тр. ВНИИСТ. Вып. 35, 1977.

112. Полозов А.Е., Логвин Г.П. Самоходная система для строительства трубопроводов на болотах // Строительство трубопроводов, 1985. № 10. — С. 1517.

113. Полозов А.Е., Логвин Г.П., Илюшин В.М, Шарыгин В.М. Метод определения тягового усилия для перемещения технологических платформ по болотам // Применение материалов в нефтегазовой отрасли. — Сб. науч. тр. — М.: ВНИИСТ, 1986.-С. 81-87.

114. Полозов А.Е., Дикунов С.В. Исследование прочности и надежности паро-гидроизоляционных покрытий низкотемпературных и обычных газопроводов/Кур. Гос. техн. Ун-т. Курск-2000. - Деп. в ВИНИТИ, 25 с.

115. Панферов К.В., Брагина Л.В. Физико-механические свойства и расчетные характеристики фенольных пенопластов // Применение пластмасс в ограждающих конструкциях для жилищного и гражданского строительства. — Л.: 1971.-122 с.

116. Панферов В.К., Вахрушев А.И. Влияние повышенных температур на механические свойства пенопластов // Применение ячеистых пластмасс в гражданском строительстве. Л.: ЛенЗНИИЭП, 1971. -С. 92.

117. Полуостров Ямал / инженерно-геологический очерк. — Под ред. В.Т. Трофимова. М.: МГУ, 1975. - 278 с.

118. Прочность. Устойчивость. Колебания / Под ред. И.А. Биргера. — Т.2, 1968. 464 с.

119. Перекачка высоковязких нефтей и нефтепродуктов по термоизолированным магистральным трубопроводам / ВНИИОЭНГ; серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М., 1967 г.

120. Руководство по составу, конструкции, технологии изготовления и монтажу теплоизоляции низкотемпературных трубопроводов (для опытного участка) / А.Е. Полозов, В.И. Илюшин, В.Я. Шапошников и др. М.: ВНИИСТ. - Р. 353-79, 1979 (ДСП).

121. Руководство по низкотемпературным газопроводам (для опытного участка) / А.Е. Полозов, В.И. Илюшин, В.М. Шарыгин и др. М.: ВНИИСТ. - Р. 594-86, 1984 (ДСП).

122. Романенков Н.Т. Криогенная арматура. М.: Машиностроение, 1978 — 51Щ

123. Руководство по физико-механическим испытаниям строительных пенопла-стов.-М.: Стройиздат, 1973.

124. Руководство РТМ 26-04-1-67. —Трубопроводы для жидкого водорода. — ВНИИКриогенмаш, 1967.

125. Разработка технологии строительства магистральных трубопроводов сжиженного и охлажденного природного газа / ВНИИСТ.- Рук. Темы К. Зацепин, № гос. регистр. 78038747, инв. № 1669700. М., 1977.

126. Руководство по расчету с применением ЭВМ подземных трубопроводов с произвольным очертанием оси в горизонтальной плоскости. — М.: ВНИИСТ, ЮЖНИИгипрогаз. Р. 319-78, 1979. - 54 с.

127. Рождественский В.В., Соловьев П.С. Особенности расчета конструкций трубопроводов для сжиженного газа // Строительство трубопроводов, 1972. -№8.-С. 6-9, с. 26.

128. Раевский Г.В., Лось Л.О., Иванцов О.М. Трубы для газо- и нефтепроводов с непрерывным компенсатором осевых деформаций // Автоматическая сварка, 1977. -№ 2.-С. 16-19.

129. Рекомендации по инженерным изысканиям и расчету торфяных оснований нефтепромысловых сооружений Западной Сибири. Тюмень: Гипротюмень-нефтегаз. - ВР-26-76, 1976.

130. Свадов Г.И., Монюшков А.А., Остсемин А.А. Температурные зависимости механических свойств основного металла и сварных соединений труб большого диаметра // Проблемы прочности, 1983. № 6. - С. 108-111.

131. Создание опытного участка трубопровода диаметром 1020 мм, протяженностью 1 км для транспорта сжиженных и охлажденных газов в районе г. Ухта. Г.Р. № 81076542, НТО ВНИИСТ, рук. Темы, к.т.н. А.Е. Полозов. М., 1981.-С. 140/

132. Сопротивление материалов / Под ред. А.Ф. Смирнова. — М.: Высшая школа, 1975.-304 с.

133. Свойства и применение вспененных пластмасс // Тр. ВНИИС. — Владимир, 1974.-С. 55-95.

134. Трубные стали для охлажденных и сжиженных газов // В.И. Пастернак. Проектирование и строительство трубопроводов и газонефтепромысловых сооружений. — Научно-технический обзор. М: Информнефтегазстрой, 1979.- 13 с.

135. Тимошенко С.П. Гудьер Дж. Теория упругости. -М.: Наука, 1975.

136. Тепловая изоляция. Справочник строителя / Под ред. Г.Ф. Кузнецова. — М.: Стройиздат. 4-е издание, 1985. - С. 5-6.

137. Тагер. Физическая химия полимеров. -М.: Химия, 1978.

138. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. — М.: Недра, 1964.

139. Ужик Г.В. Прочность и пластичность металлов при низких температурах. -М.: Изд-во АН, 1957. 192 с.

140. Флорин В.А. Механика грунтов. Т. 2. — M-JI.: Госстройиздат, 1961. — 543 с.

141. Федосьев В.Б. Сопротивление материалов . — М.: Наука, 1970.

142. Федосьев В.И. Сопротивление материалов. Том 2 — М.: МВТУ Баумана, 1999.-С. 181-183.

143. Хамекс М., Миделдорф В. Применение вязких сталей для транспортировки и хранения сжиженных газов. Всес. центр, перев. - М.: 1977.

144. Чириков К.Д., Рябова Т.С., Ворошилов В.П. Производство сжиженного природного газа. Способы и оборудование. -М.: ВНИИЭгазпром, 1976.

145. Шарыгин A.M., Полозов А.Е., Шарыгин В.М. Прочность тепловой изоляции в условиях радиального сжатия // Нефтегазовое строительство в условиях Крайнего Севера. Сб. науч. тр. - М.: ВНИИСТ, 1983. - С. 3-9.

146. Шарыгин В.М., Полозов А.Е., Чернявский Ф.А., Деформационные характеристики пенополимерной теплоизоляции // Строительство трубопроводов, 1984.-№ 9.-С. 30-31.

147. Шарыгин A.M. Определение узловых сил в элементах при действии поверхностной и объемной нагрузок для осесимметричной и плоской задач теории упругости. Проблемы прочности. Киев, 1983. - №1983.

148. Шапошников Н.Н. Расчет тоннельных обделок методом перемещений с помощью ЭЦВМ. М., 1969. - 69 с.

149. Щербакова Р.П. Транспорт сжиженного природного газа // Газовое дело, 1969.-29 с.

150. Цитович Н.А. Механика грунтов. М.: Высшая школа, 1983. - С. 11-27.

151. Nguyen V. Т. Transport de gas naturel liguefle par grandes canalisations // Petrol et tectin, 1979. p. 41-45.

152. Dimentberg M. LNG pipeline may be answer to Arctic gas transport petroleum // Petrochemical International. August, 1973. - № 8. - vol. 13.

153. Walker Couller and Sood. Lignified natural gas pipelines for Arctic gas recovery // Gas Journal. — Transmission and distribution. Joule, 1969. - vol. 338. - № 5511.-p. 366-368.

154. Swearingen J.S. Turboexpander and process that use them. Chem. Eng. Pr., 1972, V. 68. № 7. p. 95-102.

155. Haffner A. E. Report of the committee on Natural Gas and Mass storage // International Gas conference, JCU/A, 1970. 70 p.

156. Linden H.R. Uberlich uber die weltekergilrsguny/- GWF Gas/Srdgas, 115. -№1.

157. Lawrence C., Rudem., Mcasur D. Pefogeote gunical enginlering division, Asce, vol 108, № 12, 1982.

158. Lawrense C., Rume M. Lood Reductuction of burjed rigid pipe, Engcnecring division, ASCE, vol 109, №1, 1983.

159. Thurat В., Hagedorn A. Flement-metge Fur die spanungsberechunn GEN AN ronrmiihlen, "maschininenmart", vol 89, № 17, 1985.1. Программа «PS9XXX»1. EBCDID1. COS/ES FORTRAN IVV.M1.3001 SUBROUTINE PS9XXX

160. COMMCN/V 1/L15.N 13,N4,N5,C 1 .С2.СЗ ,C4,E,RH,H,A 1 (6)

161. DIMENSION R1 (32,3 0),Z 1 (32,32),T(72),X2(72)004 JJJ=3005 WRITE(JJJ,59)006 59 FORMAT(36H ПЛОСКАЯ ЗАДАЧА ТЕОРИИ УПРУГОСТИ)007 READ (1,62) LI5,N13,КР008 READ( 1,11 )DR,RH,H009 62 FORMAT(1215)0010 WRITE (JJJ.63)

162. B3=1.5707963/(N4-I2) DO 27 1=14,N4 DO 27 J=1,J3 C=B3*(I-I2)

163. RI (I,J)=RG*Z1(I,J)*SIN(B6)/C0S(B6) 16=915+1

164. DO 32 1=16,N4 DO 32 J=J6,N13 C2=B3*(N4-I)

165. R1 (I,J)=R 1 (I, J3)*(RG+RH-R 1 (I, J3))/(N 13-J3)*(J-J3)

166. Z1 (I,J)=(R1 (I,J)=SIN(C2)/COS(C2) DO 35 J=1,N13

167. DO 35 1=1,N4 T(I)=R1(M) R1(I,J)=Z1(I,J) 35 Z1 (I, J)=RG+RH-T(I)

168. GO TO 92 90 DO 93 J=1,N13 DO 93 1=1,N4 R1(I,J)=DR*(I-1)*RH 93 Z1(I,J)=RH*(J-1) 92 WRITE (JJJ,77)

169. FORMAT (ЗОН ЦНОАе^Ый 6cElA-Rl,Zl=NE) Do 76 j=l,nl3

170. WRITE(JJJ,79) (R1(I,J),I=1,N4)

171. CONTINUE CALL PB(2) DO 80 J=1,N13

172. WRITE (JJJ,79) (Z1 (I, J),1=1,N4) 80 CONTINUE79 FORMAT (5(4F6,1)

173. K2=2* L15*( 1+N13 *N4)+4 *N4=N 13+1*4 *N4 DO 79 J=1,N13 K=K2+(J-1)=N4 DO 76 1=1,N4 T(I)=R1(I,J) 76 X2(I)=Z1(I,J)

174. CLUDE СПГ 10 INCLUDE MSYM1 PHASE КСАМ 3332, КСАМ 2222 INCLUDE PS 10XX PHASE KCAM 4444, KCAM 2222 INCLUDE PS:XX PHASE KCAM5555, KCAM2222 // EXEC LNKEOT1. EXEC

175. Число участков с регулярным закреплением NN(1)=38 9 12 1. RV RN R1 RG 0.498Е02 0.510Е02 0.810Е02 0.161Е03

176. Данные об участках и значениях поверхностных сил30 2 2 2 14 4 -0.5 ЮЕ -01 -0.102Е 00

177. Данные о граничных условиях-32 13 1 -32 12 31 2 5

178. Данные об участках и значениях поверхностных сил30 2 2 2 14 4 1 11 1 390 1 1 392 -0.510Е -01 -0.102Е 00 -0.189Е 02 -0.404Е 02