Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Комплексная оценка карстовой опасности при проектировании магистральных газопроводов (на примере участка магистрального газопровода «Сила Сибири», «Чаянда-Ленск») Ежкова Алёна Викторовна

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Ежкова Алёна Викторовна. Комплексная оценка карстовой опасности при проектировании магистральных газопроводов (на примере участка магистрального газопровода «Сила Сибири», «Чаянда-Ленск»): диссертация ... кандидата Технических наук: 25.00.08 / Ежкова Алёна Викторовна;[Место защиты: ФГБОУ ВО «Уральский государственный горный университет»], 2020

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Анализ состояния проблемы и пути ее решения 9

1.1. Характеристика карстовой опасности для магистральных газопроводов 9

1.2. Существующие методики определения карстовой опасности 13

1.3. Анализ нормативно-технической документации при проектировании магистральных газопроводов на закарстованных территориях 18

1.4. Выводы 21

Глава 2. Комплексная опенка карстовой опасности при проектировании магистральных газопроводов 23

2.1. Задачи комплексной методики определения карстовой опасности 23

2.2. Методические аспекты определения карстовой опасности для магистральных газопроводов28

2.3. Выводы 40

Глава 3. Инженерно-геологические условия развития карста на исследуемой территории 42

3.1. Инженерно-геологические условия территории размещения объекта 42

3.2.Особенности проявления карста на исследуемой территории 59

3.3. Факторы риска активизации процесса на исследуемой территории 64

3.4. Выводы 68

Глава 4. Определение участков трассы магистральных газопроводов, предрасположенных к развитию карста 70

4.2. Многофакторный корреляционный анализ при определении карстовой опасности 92

4.3. Выводы 105

Глава 5. Исследование напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода на участке с карстовыми деформациями 106

5.1. Предполагаемые параметры карстовых деформаций 106

5.2. Оценка напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода на потенциально-опасном участке 113

5.3. Выводы 120

Словарь терминов 123

Приложения 135

Существующие методики определения карстовой опасности

Определение понятия «карст» дано рядом исследователей. Так, например, Ф.П. Саваренский под карстом понимает «явления, связанные с деятельностью подземных вод, выражающиеся в выщелачивании растворимых горных пород (известняков, доломитов, гипса) и образовании пустот (каналов, пещер в породе), сопровождающихся часто провалами и оседаниями кровли и образованием воронок, озер и других впадин на земной поверхности» [25]. Н.А. Гвоздецкий характеризует карст как «химический процесс растворения горной породы и геологический процесс ее выщелачивания, т.е. растворения с удалением (выносом) растворенного вещества» [20]. С позиции Д.С. Соколова, карст - это процесс разрушения и уничтожения проницаемых растворимых горных пород посредством, главным образом, выщелачивания их движущимися водами [25].

При исследовании карстовых процессов для целей строительства большое значение имеет термин «карстовая опасность» («карстоопасность»). Оценка характера и степени опасности карста служит основой для выбора площадки для размещения сооружения, обоснование необходимости применения средств инженерной защиты. На текущий момент существует большое количество определений указанного термина. Так Б.Н. Иванов дает следующее определение: «внезапное, быстропротекающее, иногда катастрофическое, воздействие карста на земную поверхность и геологический разрез. Возникает при наличии следующих условий: естественноисторических тенденций к активизации карстообразования» [48]. В соответствии с мнением Дублянской Г.Н., Дублянского В.Н, под понятием «карстоопасность» следует понимать снижение устойчивости территории, которое создает угрозу инженерному сооружению [34]. В определении Толмачева В.В.: «карстоопасность» -характер и степень воздействий карстовых деформаций на грунтовую толщу и сооружения, которые могут привести к затруднению освоения закарстованных территорий [103]. В статье [82] под «карстоопасностью» понимается вероятность образования новых или активизации существующих карстопроявлений, вызывающих чрезвычайные ситуации (катастрофы и аварии), а также другие неординарные ситуации, негативно сказывающиеся на жизнедеятельности человека. В.Н. Катаев характеризует карстоопасность, как определенное сочетание природных и (или) природно-техногенных условий и факторов развития, карстовых и сопутствующих процессов, способное вызвать динамические явления в основаниях инженерных сооружений на поверхности или внутри карстового массива, в результате которых могут возникнуть аварии, катастрофы или экологические бедствия [51]. На текущий момент, можно условно выделить две группы методов, косвенно оценивающих степень карстовой опасности: качественные (качественная характеристика условий развития карста) и количественные (количественный учет определенных параметров карстового процесса).

По мнению В.В. Толмачева, Г.М. Троицкого, В.П. Хоменко [104] качественные методы имеют следующие общие особенности:

- при оценке карстоопасности используется комплекс «поисковых» признаков, характеризующих в той или иной мере активность карстового процесса на определенной территории, при этом обоснование использования признаков, как правило, отсутствует, т.е. приняты интуитивно;

- качественные методы оценки в должной мере не учитывают сроков службы, конструктивных и других особенностей сооружений;

- качественные методы оценки являются лишь первым этапом в оценке реальной опасности карста и принципиально не могут быть использованы для обоснования конкретных инженерных решений в области противокарстовой защиты.

В то же время, качественные методы являются своеобразной отправной точкой для исследования карстового процесса количественными методами. Под оценкой карстового процесса количественными методами подразумевается учет определенных параметров указанного процесса. В настоящее время различными исследователями при инженерно-геологической оценке карста используются более 40 различных показателей [46].

Общепринятой интегральной мерой карстовой опасности долгое время являлась среднемноголетняя интенсивность провалообразования (случаев провалов / км2 год), предложенная З.А. Макеевым (1948) [57]. Краткая характеристика различных методик определения карстовой опасности, основанных на количественных показателях, представлена в таблице 1.

По мнению В.В. Толмачева [104] оценка карстовой опасности вне рамок системы «карст сооружения» не имеет смысла. Кроме этого, термин «карстоопасность» в большей мере соответствует этой системе, чем термин «устойчивость территории». Например, одна и та же закарстованная территория может быть опасной для одних сооружений и практически безопасной для других. Кроме этого, авторы [104] считают, что в настоящее время нет общего единого критерия для оценки карстовой опасности. Однако критерием, позволяющим учесть данные особенности, может служить надежность сооружения. Под надежностью, следует понимать свойство объекта сохранять во времени способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования [29].

В результате анализа вышеуказанных методик можно отметить следующие особенности. Большая часть работ описывает карст, как природный процесс, не рассматривая природно-техническую систему «геологическая среда - инженерное сооружение». В методиках не рассмотрены вопросы влияния процесса на объекты капитального строительства. Кроме этого, указанные методики разрабатывались, преимущественно по отношению к урбанизированным территориям. Указанные методики, фактически не могут быть использованы для оценки карстовой опасности при проектировании магистральных газопроводов, в связи с применением статистических данных многолетних наблюдений, которые в данном случае отсутствуют. Кроме того, в данных методиках не учитываются конструктивные и эксплуатационные параметры трубопровода, т е. фактически оценивается устойчивость территории.

В зарубежной практике наиболее распространен термин «оценка риска» взамен термина «карстоопасность». Данный термин включает в себя три цели: анализ риска, оценка степени риска, управление риском. Анализ риска применительно к карстовым участкам требует данные о типах опасностей (включая карстовые воронки и просадки), их частоту встречаемости, последствия, геологические и гидрогеологические условия.

Базовые зарубежные методики основываются на управлении карстовым риском, в частности, алгоритм, разработанный Ригби-Джонсом в 1994 году (рисунок 2). Чжоу и др. авторы (2003) оценивали карстовый риск для автомобильной дороги в Мэрилэнде, где были обнаружены оседания земной поверхности при интенсивном освоении территории. Ими был разработан «полуколичественный» метод оценки, в соответствии с которым на каждые 30 метров протяженности полотна дороги идентифицировалась высокая карстовая опасность (карстовые воронки находились поблизости), средняя (наблюдалось снижение толщины почвенного покрова) и низкая (где геологические факторы влияли незначительно).

Бенсоном и коллективом авторов (2003) предложена своя методика оценки карстового риска. По мнению указанных авторов, вероятность оседания земной поверхности в карстовых районах может быть оценена по структурной программе, состоящей из следующей цепочки: получение данных, характерных для данной строительной площадки, затем распознавание характерного для данной площадки механизмов образования провалов и интерпретация результатов для оценки карстового риска. В этом аспекте, определены три уровня карстовой опасности:

- низкая (опасность не реализуется в течение срока эксплуатации объекта);

- средняя (опасность может реализоваться в форме осложнения условий эксплуатации сооружения);

- высокая (активная опасность или высокая вероятность осложнения условий эксплуатации сооружения).

Зисманом (2001) были исследованы карстовые провалы во Флориде. Предложенная им рейтинговая система оценки карстовой опасности основана на 11 геологических факторах. В альтернативе автор использовал концептуальный подход при оценке карстоопасности: если при динамическом зондировании (Standard Penetration Test) среднее число ударов (N) при максимальной глубине 5 м было меньше 7, и если N 15 при глубине 5-12 м, то использовались следующие показатели: утечка бурового раствора; изменение уровня грунтовых вод на небольшом расстоянии; обрушение стенок скважины; существенное уменьшение N при увеличении глубины проходки; утрата рыхлого материала над интенсивно-разрушающимися породами; отсутствие глинистого слоя, перекрывающего карстующиеся породы; изменяющийся слой известняка на коротком расстоянии; осадка грунта рядом или на прилегающей территории; неоднородность почвенного слоя. Среднее число ударов N более 15 свидетельствовали о том, что на исследуемой территории отсутствуют условия для возникновения провалообразования [125].

Таким образом, в зарубежной практике наиболее использовались качественные методы оценки карстовой опасности, при этом используемые показатели весьма разнообразны, что значительно снижает точность таких методов. При этом, в большей степени исследована система «карстующийся массив - инженерное сооружение», сделаны попытки разработки методов оценки риска для конкретных видов инженерной деятельности.

Инженерно-геологические условия территории размещения объекта

В административном отношении объект расположен в Ленском районе Республики Саха (Якутия). Регион является крайне слабо изученным, однако, в настоящее время, в связи расширением географии широкомасштабных строительств линейных объектов интерес к исследованию указанных территорий возрастает.

Протяженность участка трассы магистрального газопровода составляет 160 км. Начало трассы трубопровода - Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение, конец - г. Ленек (рисунок 13).

При проведении инженерно-геологических исследований изучают инженерно-геологические условия территории. Несмотря на отсутствие строгого определения понятия «инженерно-геологические условия», оно трактуется однообразно. Это комплекс сведений о свойствах некоторого объема литосферы, учитываемых при проектировании, строительстве и эксплуатации сооружения. Компоненты инженерно-геологических условий (далее - ИГУ), характеризующие территорию, взаимосвязаны [9]. Таким образом, рассмотрим ИГУ на территории размещения трассы трубопровода, с учетом взаимосвязанности компонентов.

Среди основных условий, необходимых при рассмотрении природно-технической системы «трубопровод - грунтовый массив», можно выделить следующие: физико-географические, геологические, литологические, структурно-тектонические, мерзлотно-гидрогеологические, геодинамические (рисунок 14).

Физико-географические условия. Климат Ленского района резко континентальный, с характерно холодной зимой, жарким летом, незначительным количеством осадков и значительным перепадом температур в течение года. На территории Ленского района наиболее низкие температуры наблюдаются в январе (среднемесячная температура воздуха - минус 32С). Минимальные температуры в районе могут опускаться до минус 57 - 61 С. Средняя температура июля +22 С, наивысшие температуры могут достигать +36 - 38С [69]. Зимний период длится, в среднем шесть-восемь месяцев. Незначительный снежный покров и исключительно низкие зимние температуры способствуют широкому, но далеко не повсеместному распространению многолетней мерзлоты. Высота снежного покрова в среднем составляет 30-50 см [94]. В летний период недостаток осадков при высоких температурах обусловливает низкую межень на крупных реках и прерывистый сток или полное пересыхание мелких рек. Несмотря на высокие температуры, многолетняя мерзлота за короткий летний период успевает оттаять в среднем до 1,0 - 1,5 м, т.е. климатические условия малоблагоприятны для развития карста [73]. По орогидрографическому делению участок трассы Чаянда-Ленск расположен на Приленском плато Среднесибирского плоскогорья, в бассейне левобережных притоков верхнего и среднего течения р. Лены. Большинство водотоков по трассе магистрального газопровода на участке Чаянда-Ленск принадлежит бассейну р. Нюя (крупнейшая река рассматриваемой территории). Свыше 90% от общего числа водотоков составляют водотоки длиной до 10 км. Густота речной сети около 0,34 км/км2. Река Нюя является левым притоком р. Лена, куда впадает на 2420-м километре от устья. Длина водотока 798 км. Имеет 190 притоков длиной менее 10 км. Доля подземных вод в питании рек достигает 35-45 %, доля снегового и дождевого питания примерно одинакова [71]. Поверхностные воды р. Нюя и ее притоков (Чаянда, Хамака и Сюльдюкар) по химическому составу являются сульфатно-гидрокарбонатными магниево-кальциевыми с минерализацией 0,2-0,4 г/л [117].

Продолжительность вскрытия рек весной составляет 21 - 46 дней. В период прохождения ледохода на крупных реках образуются мощные заторы льда, сопровождающиеся подъемами воды на 2,0 - 10,0 м [72].

В условиях карста на склонах водотоков наблюдаются специфические формы карстового рельефа, возникающие вследствие неравномерного растворения карстующихся горных пород -обрывистые, коренные берега, называемые столбами (рисунок 15).

Другой характерной формой карстового рельефа являются исчезающие реки и ручьи, которые имеют прерывистый водоток, как правило, в руслах фиксируются провалы в виде воронок, щелей, иногда с понорами.

Трасса газопровода пролегает в пределах Приленского структурно-денудационного плато (рисунок 16), граничащего на юго-востоке с Патомским нагорьем, на севере и северо-востоке - с Лено-Вилюйской впадиной. Поверхность плато возвышается на 400 - 600 м над уровнем моря и полого наклонена на северо-запад. Максимальные абсолютные отметки наблюдаются на водоразделе Бюгюех - 554 м, а минимальные в долине р. Киенг-Юрях - 243 м. По преобладанию рельефообразующих экзогенных факторов на территории выделяются два основных генетических типа рельефа - эрозионно-денудационный и эрозионно аккумулятивный. Развитие в основном положительных неотектонических структур на исследуемой территории предопределило господство денудационных процессов над аккумулятивными, мощность чехла дисперсных отложений редко превышает 3 - 5 м на междуречьях и увеличивается до 5 - 10 м в долинах рек. Эрозионно-денудационному типу соответствует две группы рельефа: грядово-увалистое плато и волнисто-пологоувалистое плато.

Грядово-увалистое плато на дислоцированных отложениях нижнего кембрия образовалось на антиклинальных структурах, пересекающих левые притоки р. Нюя, а также на антиклинальных структурах правобережья р. Нюи.

Волнисто-пологоувалистое плато на отложениях верхнего кембрия-ордовика -распространено значительно шире. Поверхности водоразделов здесь более расплывчатые, сглаженные с постепенным переходом водоразделов в склоны речных долин (междуречье Унга-Улахач и Тас-Юрях, Бачинза и Киенг-Юрях). Размеры отдельных холмов и увалов составляют от5 - 8до 10 - 12 км.

Эрозионно-аккумулятивный рельеф можно охарактеризовать следующим образом. Долина самого крупного водного объекта, попадающего в коридор трассы газопровода -р. Нюи, заложена по простиранию крупной отрицательной структуры - Нюйской синклинали. Поперечный профиль долины р. Нюя на участке перехода трассы ассиметричный с более крутым правым берегом, пойма развита преимущественно на левом берегу. Высокая пойма отделяется от низкой уступом высотой до 6 м. В целом, геоморфологические условия Приленского плато достаточно благоприятны для развития карстовых процессов.

Структурно-тектонические условия. В тектоническом отношении трасса газопровода расположена в Южной части Сибирской платформы, начинается в пределах Непского свода Непско-Ботуобинской антеклизы и заканчивается в пределах Предпатомского прогиба. Территория сложена отложениями кембрия и ордовика, смятыми в протяженные гребневидные складки, простирающиеся в северо-восточном направлении. Складки осложнены многочисленными разрывами, преимущественно надвигами, падающими на юго-восток. В результате анализа тектонических схем к листам Государственной геологической карты масштаба 1:200000 (P-49-XXXV, P-49-XXXVI, Р-49ХХХ, P-50-XXV) трасса газопровода пересекает следующие основные тектонические зоны: Пеледуй-Олдонскую антиклинальную зону (ПК40+00 - ПК 104+00), Нюйскую синклинальную зону (ПК0+00 - ПК40+00, ПК 104+00 -ПК200+00), Средненюйскую антиклинальную зону (ПК200+00 - ПК1300+00), Нюйско-Хамаринскую синклинальную зону (ПК 1300+00 -ПК 1600+00) [35], [37], [65], [38].

Тектонические структуры, расположенные на левобережье р. Нюи, в бассейне ее притоков - Сюльджюкяра, Чаянды, Юктекяна, Олдона - выделены А.К. Бобровым в Пеледуй-Олдонскую зону (рисунок 17).

Факторы риска активизации процесса на исследуемой территории

В соответствии с действующим законодательством одним из необходимых требований при проектировании является оценка возможных изменений инженерно-геологических условий территории [89]. Изменение ИГУ обусловлено наличием техногенной нагрузки и способствует развитию неблагоприятных геологических и инженерно-геологических процессов, обусловливающих снижение прочности и устойчивости трубопровода [56]. Должна быть дана оценка возможности влияния изменений природных условий при строительстве и эксплуатации объекта на активизацию карста и выполнен прогноз дальнейшего развития карстового процесса [84]. В процессе эксплуатации газопровода возможно изменение ИГУ под воздействием техногенной нагрузки, соответственно рассмотрим, основные виды техногенного воздействия при строительстве и эксплуатации газопровода (рисунок 24).

В период проведения подготовительных работ в процессе расчистки трасс и площадок от древесно-кустарниковой растительности, срезки поверхностного слоя, расчистки снега в зимний период происходит нарушение температурного баланса грунтовой толщи. Данное обстоятельство может спровоцировать изменение кровли многолетнемерзлых пород и вызвать активизацию процессов связанных с этим (термокарст, солифлюкция).

При сооружении скважин для нужд электрохимзащиты происходит механическое нарушение массива на всю глубину скважины, следствием чего может стать изменение напряженно-деформированного состояния массива горных пород. Непосредственное воздействие на геологическую среду может происходить также вследствие химического загрязнения при производстве буровых работ. Источниками загрязнения в данном случае могут быть буровые растворы, буровой шлам, отработанные горюче-смазочные материалы.

При возведении площадочных сооружений на свайных фундаментах, непосредственно, при забивке свай воздействие на геологическую среду будет локальным и будет проявляться в нарушениях их сплошности, а также в частичном оттаивании мерзлых пород на контакте «свая-грунт». Толщина оттаявшего слоя на контакте будет невелика и соответственно, не приведет к значительным изменениям теплового режима пород.

При возведении насыпей, систем поверхностного водоотвода для строительства автодорог происходит изменение характеристик поверхностного стока, что может привести к заболачиванию прилагающих к автодороге участков. Проведение планировочных работ при строительстве подъездных автодорог также может привести к активизации эрозионных процессов.

Непосредственно, при строительстве газопровода основным видом воздействия является проведение земляных работ - планировка, разработка траншей, в том числе и с применением буровзрывных работ. Данный тип воздействия, особенно при наличии талых пород и тектонических нарушений, приводит к увеличению прямого контакта коренных карбонатных пород с подземными и поверхностными водами, изменению площади питания подземных вод, выветриванию, изменению радиационного баланса, а соответственно, и к активизации существующих инженерно-геологических процессов, в том числе, карста. При активном динамическом воздействии на массив горных пород при ведении взрывных работ, не исключено обрушение существующих карстовых полостей и образование новых трещин.

При оценке предполагаемых изменений природных условий под влиянием техногенной нагрузки невозможно не учитывать опыт строительства и эксплуатации первого нефтепровода в криолитозоне - «ВСТО-1». Безусловно, тепловой режим нефтепровода и газопровода различен, что обусловлено характеристиками транспортируемой среды, однако существуют и другие факторы, влияющие на изменение природных условий, непосредственно связанные со строительством. Температурный режим горных пород в слое годовых колебаний, определяется структурой радиационно-теплового баланса поверхности, тепловым влиянием наземных покровов (снег, растительность, вода), теплопотоком из недр земли, а также процессами тепломассопереноса в массиве горных пород [33]. При эксплуатации нефтепровода «ВСТО-1», уже в первые годы, отмечена катастрофическая активизация термокарстовых процессов, приводящих к изменению планово-высотного положения нефтепровода, а соответственно и к снижению эксплуатационной надежности. В связи с этим, эксплуатирующей организацией ООО «Транснефть-Восток» проводились экспериментальные исследования по дополнительному охлаждению многолетнемерзлых грунтов путем регулирования охлаждающих и отепляющих природных факторов. В качестве экспериментальных участков были выбраны 2 площадки: НПС «Олекминск» и небольшой участок линейной части. В ходе эксперимента, на участках выполнялась снегоочистка и покрытие поверхности листами из различных материалов и установкой навеса. Исследования показали, что действие навеса (затенение и предотвращение фильтрации летних осадков в грунт) на 37-49 % сократило глубину оттаивания грунтов под трубопроводом. Установлено, что за год массив грунта в интервале 2 - 5 м под массивом грунта охладился на 3 - 7 С по сравнению с массивом грунта вне навеса [52].

Таким образом, можно сделать вывод о том, что изменение температуры грунтов, связано не только с температурой транспортируемого продукта, но и с условиями эксплуатации. Вследствие вырубки полосы отвода трубопровода неизменно меняется тепловой и радиационный баланс прилагающей территории. Учитывая вышеизложенное, при строительстве и эксплуатации газопровода на участке Чаянда-Ленек будет происходить изменение температурного режима подземных вод и горных пород, что, несомненно, приведет к активизации экзогенных геологических процессов, в том числе и карстовых.

Безусловно, при оценке возможности активизации карстового процесса, необходимо учитывать тепловой режим проектируемого объекта, как фактор, непосредственно влияющий на мерзлотные условия в процессе эксплуатации. ПАО «ВНИПИгаздобыча» в 2015 году проведено тепловое моделирование взаимодействия магистрального газопровода с грунтом для оптимизации проектных решений, в частности типизация инженерно-геологических условий, прогнозная оценка изменения теплового режима многолетнемерзлых грунтов в основании газопровода. На основании результатов прогнозного теплотехнического моделирования осуществлялся выбор: мощности теплоизоляции магистрального газопровода, принципа использования многолетнемерзлых грунтов в качестве оснований магистрального газопровода. Критериями выбора служили данные об изменении теплового/температурного режима грунтов оснований, прогнозные значения возможных ореолов оттаивания/промерзания. Результаты моделирования показали следующее (таблица 3).

Таким образом, основным техническим решением в данном случае, является устройство пассивной теплоизоляции газопровода различной мощности.

Учитывая вышеизложенное, можно отметить следующее. На этапе эксплуатации газопровода, возможна техногенная активизация карстовых процессов, связанная в первую очередь с нарушением растительного, почвенного покрова, ведением земляных работ, температурной нагрузкой от транспортируемого продукта. В то же время, при оценке карстовой опасности для газопроводов необходимо учитывать, что скорость карстовой денудации в условиях карбонатного карста, зачастую несоизмерима со сроком службы инженерного сооружения, в связи с этим, в данном случае необходимо особое внимание уделить развитию уже существующих карстовых форм, преимущественно подземных, в связи с возможным перераспределением покровных отложений в незаполненные полости за счет суффозионного переноса, что в свою очередь, может вызвать провалы и просадки, которые в сочетании с другими нагрузками на трубопровод, могут привести к развитию неблагоприятных последствий.

Оценка напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода на потенциально-опасном участке

В данной работе для анализа напряженно-деформированного состояния газопровода, расположенного в зоне карстового провала будет использоваться программный комплекс ANSYS Workbench на основе метода конечных элементов по этапам, описанным в п.2.2. Решение данной задачи можно условно разделить на несколько шагов:

- Построение модели (определение типов конечных элементов, их констант, свойств объектов, входящих в модель и собственно геометрия модели);

- Задание нагрузок и воздействий (под нагрузками понимаются как внешние и внутренние усилия, так и граничные условия в виде ограничений на перемещения) [44];

- Получение результатов и их анализ [13].

Таким образом, смоделируем и проанализируем напряженно-деформированное состояние трубопровода на участке с наибольшим расчетным значением диаметра провала 1,66 м (сечение № 22).

Моделирование НДС трубопровода в балочном приближении

На первом этапе моделирования в балочном приближении рассматривается протяженный участок трубопровода. Согласно [82], длина моделируемого участка должна составлять несколько сотен метров, таким образом, для данного приближения принимаем к расчету длину участка трубопровода 252,5, согласно анализу, проведенному в разделах 4.1-4.2. Возникновение провала на данном участке смоделируем в месте расположения опорной скважины. Целью расчетов на данном этапе является определение общей картины НДС трубопроводной конструкции, выявление наиболее нагруженных участков трубопровода и определения силовых (силы и моменты) и кинематических (смещение и углы поворота) характеристик НДС, действующих на границах этих участков, для последующего анализа в оболочечном приближении.

В рассматриваемой ситуации нагрузками, действующими на трубопровод будут являться следующие:

Внутреннее избыточное давление транспортируемого продукта (принимается в соответствии с техническим заданием на проектирование (Р=9,8 МПа));

- Температурный перепад - разница между температурой воздуха при прокладке трубопровода и температурой при его эксплуатации (принимается в соответствии с техническим заданием на проектирование (T=22 С));

Вес трубопровода и грунта обратной засыпки;

- Нелинейное сопротивление окружающего грунта смещению трубопровода;

- Ненормативная нагрузка - возникновение карстового провала.

В связи с тем, что необходимо учитывать смещение трубопровода по трем взаимно перпендикулярным направлениям, при моделировании трубопровода в балочном приближении сопротивление прилегающего грунта моделируется нелинейными пружинами, свойства которых задаются в зависимости от свойств грунта (рисунок 49) [3].

Для решения данной задачи необходимо определить жесткие нелинейные связи при перемещении трубопровода. Сопротивление массива задается различными функциями, для которых вводятся значения «Сила - Перемещение». Для назначения жесткостных характеристик используются экспериментальные, численные и инженерные методы [122]. Инженерные методы построения расчетных моделей грунта, взаимодействующего с подземным трубопроводом, базируются на полуэмпирических зависимостях сопротивления грунта продольным и поперечным перемещениям трубопровода. Эти зависимости устанавливаются на основании результатов лабораторных и полномасштабных экспериментальных исследований по смещению труб в грунте. Установлено, что для получения удовлетворительных результатов, при практических расчетах нелинейную зависимость силы сопротивления грунта можно линеаризовать с помощью билинейной диаграммы упруго-идеально-пластического материала Прандтля для всех направлений (продольно, поперечно, в вертикальной и горизонтальной плоскостях) смещения трубопровода в грунте [81].

С учетом рекомендаций [81], [1] для определения нелинейных характеристик пружин были использованы следующие зависимости и получены следующие результаты для исследуемого участка (таблица 16).

Таким образом, были получены графики сопротивления силы сопротивления грунта возможным перемещениям трубопровода в различных направлениях, при помощи которых задавались характеристики нелинейных пружин для моделирования окружающего трубопровод грунта.

Необходимые исходные данные для моделирования непосредственно трубопровода представлены в таблице 17.

В то время как задание свойств стали не вызывает каких либо сложностей при моделировании в ANSYS, при определении свойств грунтов и законов их поведения под нагрузкой возникают значительные проблемы, связанные с тем, что в ANSYS, как и во многих других расчетных программах предлагается различные модели поведения грунтов под нагрузкой [92]. Наиболее универсальным решением в данном случае может являться применение модели Drucker-Prager (1952). Применительно к решению данной задачи -линейный упруго-пластический материал. Использование указанной модели справедливо для различных типов грунтов [93]. Для применения модели Drucker-Prager необходимо задание трех параметров: сцепление (cohesion value), угла внутреннего трения (internal friction), угла дилатансии (dilatancy). Кроме того, в качестве параметров, характеризующих упругие свойства элементов модели принимаются модуль упругости и коэффициент Пуассона [105]. Исходные данные для создания модели в ANSYS Workbench представлены в таблице 18.