Cтраница 3
Помещения компрессорных станций оборудуются принудительной приточно-вытяжной вентиляцией, грузоподъемными механизмами и различными сигнальными устройствами. Трубопроводы компрессорных станций сварные. На приемном и выкидном газопроводах вне здания устанавливаются запорные устройства для обеспечения возможности быстрого отклонения станции от внешних сетей при возникновении аварийных ситуаций. На нагнетательных газопроводах между компрессором и отключающей задвижкой устанавливаются обратные клапаны. [31]
Струнные тензометры используют измерение изменения частоты колебаний натянутой струны от продольных деформаций. Датчики деформации струнного типа представляют большой интерес для мониторинга напряженно-деформированного состояния трубопроводов компрессорных станций благодаря их высокой эксплуатационной надежности. [32]
Одной из основных нагрузок в расчетах газопроводов является давление газа. В работе [44] имеются данные о характере изменения давления газа в трубопроводах компрессорных станций, линейной части газопроводов и показано, что давление газа может быть представлено в виде стационарного случайного процесса. [33]
Во-вторых, нагрузки и воздействия на газопроводы имеют широкий спектр и совершенно различную природу. Сюда входят как наиболее поддающиеся аналитическому описанию давление газа в трубах, вибрационные нагрузки на трубопроводы компрессорных станций, ветровые нагрузки на надземные трубопроводы, гидродинамические воздействия на подводные переходы, так и специальные воздействия на трубопроводы от мерзлых грунтов, оползней и других природных явлений. Очевидно, что большинство из указанных нагрузок явно зависит от времени и изменяется вдоль трубопровода. [34]
С развитием газовой промышленности, увеличением мощностей перекачки газа и перемещением месторождений газа в районы со сложными геокриологическими условиями возникает вопрос о необходимости оценки долговечности или усталостной прочности газопровода. Натурные исследования выявили, что применение агрегатов большой единичной мощности приводит к повышению уровня нагруженности трубопроводов компрессорных станций, возникновению вибраций трубопроводов, появлению трещин в отводах и тройниках. Существующими нормативными расчетами невозможно установить степень опасности такого нагружения, а также оценить действительный уровень напряжений и характер повреждений и отказов таких участков. В линейной части газопроводов дополнительно проявились нагрузки и воздействия специального характера: механическое воздействие грунтов на газопроводы, нерасчетные перемещения участков газопроводов за счет осадки или пучения грунтов, температурные перемещения трубопроводов, опасные в зоне отводов, крановых узлов, перемычек и т.п. Из опыта эксплуатации следует, что большая часть аварий происходит без видимых причин и часто при давлениях газа ниже рабочих. Отсутствуют пластические макродеформации по периметру трубы и у кромок в местах максимального раскрытия трещин в центре разрыва, а разрушения в основном носят очаговый характер. [35]
Наряду с этими разработками представляет практический интерес анализ работ, которые показывают оценку ресурса на основе применения специальных счетчиков ресурса. Теоретические обоснования этого инструментального подхода изложены в ряде работ [3, 16, 23], ниже рассмотрим первые попытки применения этих разработок на трубопроводах компрессорной станции. [36]
Наряду с ними в последнее время большое внимание уделяется натурным и экспериментальным методам оценки напряженно-деформированного состояния линейной части газопроводов и трубопроводов компрессорных станций. В связи с тем, что напряженное состояние трубопроводов является сложным, а условия эксплуатации северных газопроводов суровые, использование указанных методов имеет принципиальные трудности. [37]
Этим уело виям отвечает большое количество трубопроводных систем, которы за всю продолжительность эксплуатации испытывают не более 200 - 300 полных циклов, например надземные газопроводы, технологи ческие трубопроводы компрессорных станций, теплофикационны сети, паропроводы, работающие при стационарном режиме и npi температуре пара до 300, а также многие трубопроводы различны: промышленных предприятий. [38]
Например, при анализе участков газопроводов в болотах необходимо исследовать устойчивость фактического положения трубопровода и его отклонение от проектного, что выполняют с применением геодезической аппаратуры, тензоме-трирования и методов теории устойчивости, рассматривая трубопровод как стержень или как оболочку. При обследовании газопроводов в мерзлых пучинистых грунтах необходимо иметь результаты значений пучения грунта, температурных режимов грунта и газопровода и применять для оценки напряжений теорию продольно-поперечного изгиба. Оценивая состояние трубопроводов компрессорных станций, прежде всего следует выполнить анализ их динамической прочности, для чего необходимо провести измерения колебаний и вибродеформаций трубопровода и сделать расчеты усталостной прочности. [39]
Решение этих задач позволяет оценить напряженное состояние участков газопроводов и разработать критерии их работоспособности. При этом расчетная схема и критерии для каждого типа участков ( см. рис. 1.12) будут дифференцированы. Например, для газопроводов на болотах в качестве расчетной схемы выбирается изогнутый участок с прилегающей подземной частью и в качестве задач рассматриваются продольно-поперечный изгиб при различных условиях опи-рания, а также устойчивость с оценкой гофрообразования для центральной части. Для подводных газопроводов характерна задача размыва дна под ними. Поэтому возникает вопрос о допустимой ( критической) длине размыва, после достижения которой возможны колебания трубопровода с опасностью усталостного разрушения. При рассмотрении трубопроводов компрессорных станций необходимы расчеты на статические и динамические нагрузки и, как следствие, расчет на усталость. Важно подчеркнуть, что на этом этапе оценки надежности идет учет переменности нагрузок и статистических данных о металле труб. Определение нагрузок как функций времени и координат должно выполняться в основном методами натурных исследований. [40]