Без рубрики

Численное моделирование напряженно-деформированного состояния трубопровода при пучении грунта

М.П. ЛебедевП.П. ПермяковДж.С. ИвановЮ.А. Яковлев
DOI 10.31242/2618-9712-2018-25-3-114-120

Показать больше

Институт физико-технических проблем Севера им. В.П. Ларионова СО РАН, Якутск, Россия
[email protected]

Поступила в редакцию 05.02.2018

УДК 551.345:536.421

Аннотация. Магистральные трубопроводы в районах многолетней мерзлоты подвергаются различным экзогенным процессам, например, морозному пучению. В работе математическим моделированием показаны величины морозного пучения различного типа. Численная реализация поставленной задачи процесса тепловлагопереноса осуществлена схемой с направленными разностями с учетом знака скорости инфильтрации грунтовой воды. Для вычислительного эксперимента исходные параметры по тепло- и влагопереносу в основании трубопровода определены применительно к природно-климатическим условиям Центральной Якутии. При наличии грунтовых вод происходят образования пучения инъекционного типа. Со временем морозное пучение инъекционного типа растет, что приводит к изменению значения коэффициента неравномерности. Показано, что в результате морозного пучения напряженное состояние трубопровода постепенно переходит в пластическую деформацию. С помощью уравнения сгиба трубопровода дана оценка напряженно-деформационного состояния трубопровода от величины миграционного пучения. Пучения связаны с многогодичным «сезонным расшатыванием», которые могут привести к малоцикловым усталостным разрушениям.

Ключевые слова: многолетняя мерзлота, протаивание–промерзание грунта, подземные воды, пучение, численный прогноз, напряженно-деформационное состояние трубопровода.

Природные ресурсы Арктики и Субарктики, Том 25, №3, 2018,  с.114. УДК  551.345:536.421

Список литературы
  1. Соколов С.М., Лимарь О.В. Определение напряженно-деформационного состояния трубопровода на переходе через границу между различными грунтами // Нефтяное хозяйство. 2006. № 5. С. 127–129.
  2. Akagawa S., Huang S., Ono T., Tanaka T., Oba A., O’hashi K., Fukuda M. Sudden up-lift of buried child gas pipeline monitored at the boundary of permafrost and non-permafrost: Permafrost engineering. Fifth international symposium. Proceeding. Yakutsk, 2002. V. 1. P. 125–129.
  3. Amanuma C., Kanauchi T., Akagawa S., Kanie S. Evaluation of Frost Heave Pressure Characteristics in Transverse Direction to Heat Flow // Procedia Engineering. 2017. 171, 12. P. 461–468. DOI: 10.1016/j.proeng.2017.01.357.
  4. Пермяков П.П., Попов Г.Г., Матвеева М.В. Прогноз динамики «сезонного расшатывания» газопровода // Газовая промышленность. 2011.
    № 4. С. 17–19.
  5. Пермяков П.П., Аммосов А.П. Математическое моделирование техногенного загрязнения в криолитозоне. Новосибирск: Наука, 2003. 224 с.
  6. Икрин В.А. Сопротивление материалов с элементами теории упругости и пластичности. М.: изд. АСВ, 2004. 170 с.
  7. Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н., Шишков И.В. Деформация газопровода от морозного пучения грунта // Нефть и газ. 2014. № 2. С. 56–59.
  8. Торонов С.Ю., Редутинский М.В., Дорофеев С.М. Определение технологических параметров монтажа трубопровода по отклонениям от проекта // Нефть и газ. 2012. № 3. С. 72–76.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.