Квазистатическое состояние и динамические возмущения надземных магистральных трубопроводов

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Страниц:
134


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов играет важнейшую роль в топливно-энергетическом обеспечении хозяйственного комплекса России, в ее устойчивом экономическом развитии. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 98% нефти и 50% производимой продукции нефтепереработки [4].

Основные фонды трубопроводного транспорта стареют. Время эксплуатации большей части трубопроводов газотранспортной системы России достигло или приблизилось к базовому сроку службы, оцениваемому в 40 — 45 лет [94]. Повреждения конструкций и деградационные процессы в металле и сварных соединениях приближают кризисные явления. Поддержание огромного парка трубопроводов в работоспособном состоянии требует огромных затрат и большого объема работ по контролю их технического состояния, ремонта аварийных, замены поврежденных и изношенных участков.

Главной ресурсной базой газовой промышленности и центром добычи газа на ближайшую перспективу остается Западная Сибирь. Там в основном расположены разведанные запасы газа (77.4%), [2]. Вместе с тем крупнейшие месторождения этого региона — Медвежье, Уренгойское и Ямбургское — перешли на заключительную стадию разработки и добычи газа. В ближайшие годы компенсация падения добычи газа в этом регионе будет происходить за счет Заполярного и других месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, а далее за счет освоения основных прогнозных ресурсов, находящихся в Западной, Восточной Сибири, на шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей, [2].

Таким образом, начало транспортировки газа все более и более смещается в зоны многолетнемерзлых и вечномерзлых грунтов, в регионы Крайнего Севера. Освоение новых месторождений требует громадных инвестиций, значительная часть которых должна быть направлена на создание технологически и конструктивно надежных магистральных газопроводных систем, обеспечивающих промышленную безопасность и сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.

В связи с этим возрастает внимание к трубопроводам, прокладываемым в условиях вечной мерзлоты, результатам эксплуатации уже действующих трубопроводов. Чрезвычайно актуальна оценка адекватности сложившихся к настоящему времени расчетных методик, нормативных требований к проектированию, строительству и эксплуатации.

Основополагающие нормативные требования к прокладке трубопроводов в районах вечномерзлых грунтов изложены в СНиП [77, 80, 86]. При этом СНиП [80] предусматривает возможность реализации всех трех существующих способов прокладки трубопроводов: подземного, надземного и наземного.

Анализ природно-климатических условий показывает, что последний (наземный) способ прокладки трубопроводов в зоне вечной мерзлоты опасен и практически не реализуем из-за высокого риска частых отказов и аварий, прежде всего из-за оттаивания верхнего слоя в летнее время, которое приводит к постепенному погружению трубопровода с жидкой транспортируемой средой в грунт, из-за обледенения трубы при отрицательных температурах, которое создает значительные дополнительные нагрузки на трубопровод, а также из-за необходимости усиленной антикоррозионной защиты и принятия других мер по компенсации природных, в том числе геокриологических, воздействий на трубопровод.

Что касается подземного и надземного способов прокладки магистральных трубопроводов в зонах вечной мерзлоты, то в России к настоящему времени реализованы оба способа в двух регионах: в Республике Саха (Якутия) и в Таймырском (Долгано-Ненецком) муниципальном районе.

Магистральная газопроводная система Республики Саха (Якутия) обеспечивает основным топливом центральную часть этого региона и ее столицу город Якутск.

Первый газопровод (диаметр 530 мм, толщина стенки 7 мм), Промышленный — Берге, был построен здесь в 1964 г., [75]. Его строительство носило производственно-экспериментальный характер. Схема прокладки газопровода была выбрана надземной на деревянных опорах высотой 0.5 — 2.5 м, установленных с интервалом 25 м. Для компенсации продольных перемещений в плане трубопровод проложен & laquo-змейкой»-- расстояние между поворотами на 30° (две кривые вставки по 15° размером 0530×9 мм) составляло около 150 м. Материал трубы — сталь 09Г2С, кривых вставок — сталь 09Г2.

Согласно опубликованным результатам экспертизы промышленной безопасности этого газопровода [75,] в процессе эксплуатации 82% от общего количества опор вышли из строя, и на момент экспертизы весь трубопровод находился в непроектном положении. Данные по отказам и авариям трубопровода отсутствуют, отмечены лишь механические повреждения.

Построенные позже в этом же регионе газопроводы (Таас — Тумус — Якутск — в конце 60-х прошлого века, Мастах — Берге — Якутск (1 нитка -1978 г., 2 нитка — 1988 г.), Кысыл-Сыр — Мастах — Берге — Якутск — 1989 г.) были проложены подземно.

Данные по отказам этих газопроводов [75], связанные с разрушением труб, свидетельствуют о высокой повреждаемости конструкций подземной прокладки. При этом основной причиной отказов (более 50%) стало образование трещин в кольцевых сварных соединениях, являющихся результатом строительных дефектов (пор, непроваров, шлаковых включений), повреждений от действия циклических температурных напряжений и колебания рабочего давления. В этой же публикации приведены результаты исследований механических характеристик металла (сталь 17Г1С, 09Г2С), вырезанного из участков труб второй нитки магистрального газопровода Берге — Якутск, разрушенных при аварии в апреле 2003 г. На основании этих результатов авторы делают выводы о наличии деформационного старения и снижении сопротивления основного металла и металла околошовных зон хрупкому разрушению. Этим объясняется осколочный характер разрушения, имеющий место при аварийных разрывах длительно работающих трубопроводов.

Подземная прокладка трубопроводов в условиях вечной мерзлоты предъявляет повышенные требования к температуре транспортируемого продукта, которая должна быть всегда отрицательной, чтобы исключить растопление окружающего трубопровод грунта. Особую опасность для этих трубопроводов представляют неравномерные по трассе деформации грунта геокриологической природы, создающие & laquo-жесткое»- нагружение в поперечном направлении трубы.

Магистральная надземная трубопроводная система на Таймыре обеспечивает топливом другой важнейший промышленный регион России — Норильский, города Норильск и Дудинка. Климатические и геокриологические условия на территории прокладки трубопроводов более сложные, чем на территории прокладки Якутских трубопроводов.

Первый трубопровод для поставки газа с Мессояхского газового месторождения был построен в конце 60-х годов прошлого века, [30]. Позже, в 70 — 90 -х годах прошлого века, для поставки газа с Северо-Соленинского и Южно-Соленинского газоконденсатных месторождений были построены еще три нитки магистрального газопровода и для транспортировки газового конденсата — конденсатопровод. В 90-х годах построены межпромысловые газопровод и конденсатопровод Пелятка — Северо-Соленинское, осуществляющие подачу газа и конденсата в магистральные системы с Пеляткинского газоконденсатного месторождения. Все трубопроводы проложены надземно.

Не останавливаясь на описании конструктивного исполнения линейной части этой магистральной системы (оно приведено в главе 2), отметим, что эксплуатация 1-ой нитки газопровода сопровождалась достаточно большим числом отказов и аварий. Однако приобретенный опыт эксплуатации, выполненный в 1970 — 1980 г. г. комплекс экспериментальных натурных исследований [93] и проектирование на основе этого опыта, позволили в дальнейшем значительно снизить отказы и аварии на линейной части.

Эксплуатационная надежность трубопроводов закладывается при проектировании и обеспечивается качеством строительно-монтажных работ и обслуживания эксплуатирующей организацией в течение всего срока эксплуатации.

Особое значение, определяющее качество проекта, имеют расчеты на прочность трубопроводной системы, которые должны быть адекватны конструктивному исполнению и действующим нагрузкам. Соответствующие требования к проведению расчета на прочность и устойчивость надземных трубопроводов, а также к учитываемым нагрузкам и воздействиям достаточно подробно регламентированы в строительных нормах [80]. В соответствии с требованиями этих норм балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах. При этом должно приниматься меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая. Опоры и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации. Этот же нормативный документ предписывает учитывать достаточно полный спектр постоянных и временных (длительных и кратковременных) нагрузок, в том числе и специфических, характерных для надземных трубопроводов.

Вместе с тем, в строительных нормах опущены требования к выполнению расчетов напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов, связанные с учетом истории их нагружения — важным фактором, присущим механическим системам с сильной физической нелинейностью, обусловленной трением в опорах или наличием сил, препятствующих перемещению трубопровода по опорам, другой природы, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации.

В надземных трубопроводах наблюдаются явления, учет которых вообще не отражен в нормативных документах. К ним относятся динамические возмущения трубопровода, происхождение которых обусловлено конструкцией — свободным опиранием на опоры, и которые возникают не только при изменении давления рабочей среды, но и при медленном (квазистатическом) изменении температуры трубы. Эти явления влияют на напряженно-деформированное состояние и, следовательно, на эксплуатационную надежность трубопровода.

Внешними проявлениями динамических возмущений являются наблюдаемые при штатном режиме эксплуатации звуковые волны и вибрации трубопровода- следы этих колебаний проявляются в виде повышенного истирания ригелей опор. Характер и интенсивность возмущений определяются конструкцией и свойствами надземного трубопровода как механической системы, наличием и величиной сил, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам: сил трения, сил, вызванных & laquo-зацеплениями»- находящихся в контакте элементов (например, образующихся при гололеде, при смещении опорного ложемента и т. п.).

Механизм появления динамических возмущений следующий. Нагрев или охлаждение стенки трубы, обусловленные изменением температуры рабочей или/и окружающей сред, приводят к росту сил в контактирующих парах, препятствующих свободному перемещению трубы по опорам в плане, вызывая тем самым квазистатический & laquo-натяг»- трубы. Система находится в квазистатическом состоянии до тех пор, пока эти силы (в одной или в нескольких опорах) не достигнут предельных значений, зависящих от природы сил (трение, гололед и т. п.), материалов контактирующих пар, состояния поверхностей, находящихся в контакте и других факторов. После этого происходит переход системы в новое состояние квазистатического равновесия, сопровождающийся резким уменьшением контактных сил и вибрацией всего трубопровода. При дальнейшем изменении температуры стенки трубы процесс повторяется.

Динамические возмущения трубопроводной системы влияют на напряженно-деформированное состояние, на свойства материала конструкции и, в итоге, — на работоспособность трубопровода и его ресурс. Значительная величина сил, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам, может привести к мгновенному отказу — разрыву трубопровода.

Все вышесказанное, с учетом имеющихся в настоящее время публикаций, относящихся к надземным трубопроводам, предопределяет актуальность выполнения работ по адекватной оценке напряженно-деформированного состояния надземного трубопровода, как на стадии его проектирования, так и при эксплуатации, а также оценке, отражающей в полной мере реальную конструкцию, физико-механические характеристики материалов, эксплуатационные факторы и природно-климатические условия.

Целью настоящей работы является:

— разработка математических моделей, описывающих напряженно-деформированное состояние надземного магистрального газопровода, отражающих его конструктивное и материальное исполнение, фактическое техническое состояние, эксплуатационную нагруженность и природно-климатические воздействия Крайнего Севера-

— моделирование напряженно-деформированного состояния типового участка надземного магистрального газопровода, находящегося под действием эксплуатационных нагрузок и природно-климатических воздействий в условиях Крайнего Севера- анализ влияния природно-климатических факторов на напряженно-деформированное состояние трубопровода-

— математическое моделирование динамических возмущений надземного магистрального трубопровода, возникающих при квазистатическом изменении его температуры.

Для достижения поставленной цели решаются задачи определения напряженно-деформированного состояния участка надземного магистрального трубопровода в статической (в соответствии с требованиями СНиП [80]) и динамической постановках.

Наличие сил трения или сцепления, препятствующих свободному движению трубопровода по опорам, в сложных системах с многоточечным свободным опиранием создает непреодолимые трудности для получения аналитического решения. Поэтому в качестве метода исследования выбран метод полномасштабного математического моделирования, в основе которого лежит метод конечных элементов, реализуемый с помощью программного комплекса ANSYS [96]. Эффективное решение рассматриваемых многопараметрических задач достигается с помощью специально разработанных макрокоманд на языке APDL, [96], позволяющих автоматизировать процесс построения геометрических и конечно-элементных моделей участков реальных надземных трубопроводов, опорно-ригельных устройств, задания физико-механических характеристик, граничных и начальных условий, схемы нагружения.

Диссертация состоит из 4-х глав и приложения.

В первой главе анализируются природно-климатические факторы (температура окружающей среды, ветер, снег и гололед, геокриология), их влияние на напряженно-деформированное состояние надземных магистральных газопроводов. Приводятся примеры, иллюстрирующие изменения технического состояния трубопроводной системы под воздействием этих факторов в процессе эксплуатации: нарушения проектного положения трубопровода, повреждения опорно-ригельных устройств (провисы трубопровода над опорами, наклоны ригелей опор, смещения ложементов, повреждения свай) и разрушения опор. Рассматриваются причины повреждений, разрушений, аварий.

Прочность магистральных трубопроводов определяется как их нагруженностью (напряженным состоянием), так и несущей способностью материала конструкции. Приводятся экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что для надземных трубопроводов, эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера, основным деградационным процессом является снижение сопротивления металла хрупкому разрушению. Так как изменения соответствующих механических характеристик обусловлены микроповреждениями структуры материала трубопровода, это свидетельствует о наличии существенных нестационарных и циклических нагрузок на трубопровод.

Обсуждаются проблемы учета трения в опорах, а также сил другой природы, препятствующих свободному перемещению трубопровода на опорах, при расчете напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов- проблемы выбора расчетных моделей трения, расчетных значений коэффициентов трения, проблема адекватного математического описания поведения надземного трубопровода под воздействием природно-климатических и эксплуатационных факторов.

Приведенный обзор литературных данных свидетельствует о необходимости более глубокого теоретического изучения поведения объекта исследования — надземного трубопровода, разработки дополнительных требований по обеспечению безопасной эксплуатации как на стадии проектирования, так и в процессе длительной эксплуатации.

Во второй главе рассматривается объект исследования — типовой участок магистральной газотранспортной системы, реализованной на Таймыре, и его математические модели.

Типовой участок газопровода состоит из двух прямолинейных труб и слабоизогнутого в плане А-образного компенсатора температурных деформаций, расположенного между ними. Прямолинейные трубы уложены на продольно-подвижные опоры, а температурный компенсатор — на свободно-подвижные опоры- на границах участка установлены неподвижные (& laquo-мертвые»-) опоры. Обсуждаются конструктивные особенности опорно-ригельных устройств, схемы монтажа трубопровода на типовом участке, определены нормативные (при проектировании) значения изменения температуры воздуха в течение года в условиях Таймыра.

Даётся подробное описание разработанных конечно-элементных моделей типового участка реального газопровода, позволяющих адекватно учитывать конструктивные особенности системы и взаимодействия трубопровода с опорами (геометрию трубопровода, наличие ограничений, односторонность связей, наличие трения, зависимость коэффициента трения от скорости относительного перемещения контактирующих пар и т. д.), полный спектр действующих нагрузок (гравитации, собственного веса, температуры трубопровода, перемещений опор и т. д.) и их изменений во времени. Дается описание используемых уравнений статического и динамического равновесия, обсуждаются особенности формулировок граничных и начальных условий, задания параметров решения

Для облегчения работы по построению конечно-элементной модели, задания ее параметров и нагрузки разработаны макрокоманды на языке параметрического проектирования APDL, [96], приводится их краткое описание.

Третья глава посвящена рассмотрению работы надземного трубопровода в статической постановке, соответствующей требованиям СНиП [80], параметрическому анализу влияния трения в опорах и природно-климатических факторов на его напряженно-деформированное состояние. При этом учитывается история нагружения: укладка на опоры и порядок приложения нагрузки (нагружение внутренним давлением, изменение температуры трубопровода и т. д.).

Исследуется поведение типового участка надземного трубопровода, изменение его деформированного состояния и максимальных продольных напряжений на участке в течение годового температурного цикла при различных значениях коэффициента трения в контактных парах «трубопровод-опоры».

В заключительной части главы приведен пример расчета напряженно-деформированного состояния при нормативном температурном диапазоне для надземного трубопровода, работающего в климатических условиях Таймыра в предположении, что сварочные работы на рассматриваемом участке газопровода были выполнены в теплое время года.

В четвертой главе приводятся решения задач о реакции надземного трубопровода на изменение температуры окружающей среды в динамической постановке. Адекватная постановка позволяет показать, что в реальности из-за наличия сил трения в опорах (или сил другой природы, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам) при медленном изменении температуры трубопровода состояние равновесия не всегда изменяется квазистатически, что квазистатические изменения состояния трубопровода сопровождаются динамическими возмущениями — внезапно возникающими и достаточно быстро затухающими колебаниями.

Вначале рассматриваются простейшие модели о реакции однопролетной балки (трубопровода) с одним заделанным концом, а с другой стороны опирающейся на опору с трением- с учетом как продольных, так и изгибных колебаний.

Затем приводятся результаты полномасштабного моделирования динамического поведения типового участка реального трубопровода. Рассматривается укладка трубопровода на опоры, нагружение рабочим давлением и далее — изменение температуры трубопровода до момента появления колебаний и перехода к новому состоянию квазистатического равновесия.

В целом выполненная работа наглядно показывает, что адекватная оценка прочности магистральных трубопроводов надземной прокладки может быть выполнена только на основе полномасштабного моделирования напряженнодеформированного состояния с учетом всех конструктивных и физических особенностей, отражающих реальное взаимодействие трубопровода и опорно-ригельных устройств, действующие нагрузки и воздействия, последовательность их приложения и изменение в процессе эксплуатации.

В работе впервые смоделированы явления, наблюдаемые на практике -возникновение динамических возмущений в реальных конструкциях надземного трубопровода в процессе квазистатического изменения его температуры.

Материалы настоящей работы представлены в виде докладов и публикаций:

— Динамические эффекты, обусловленные опорными устройствами, и их влияние на безопасную эксплуатацию надземных трубопроводных систем, Муравин E. JL, Стенина Т. Е. Школа-семинар & quot-Оценка технического состояния и остаточного ресурса сосудов и аппаратов химических, газо- и нефтеперерабатывающих производств& quot-, 17−23 сентября 2001 г., г. Волгоград.

— Простейшие имитационные модели динамических процессов в трубопроводных системах, обусловленных силами & laquo-сухого»- трения в опорах, Муравин Е. Л., Попов А. Л., Стенина Т. Е., 6-я конференция пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH, г. Москва, 2021 апреля 2006 г.

— Статические состояния и динамические возмущения надземных трубопроводов, Стенина Т. Е., Научный семинар & laquo-Нелинейное деформирование конструкций& raquo-, г. Москва, НИКИЭТ им. Н. А. Доллежаля, 14 сентября 2007 г.

Квазистатическое состояние и динамические возмущения надземных магистральных трубопроводов. Научный семинар на кафедре Динамики, прочности машин, приборов и аппаратуры им. В. В. Болотина. МЭИ, октябрь, 2009 г.

— Декларация промышленной безопасности систем межпромысловых и магистральных газопроводов Северо-Соленинское — Южно

Соленинское — Мессояха — Норильск с компрессорной и газораспределительными станциями открытого акционерного общества & laquo-Норильскгазпром»-. Норильск: ОАО & laquo-Норильскгазпром»-, ООО НТЦ & laquo-ДИАТЭКС»-, 2005. — 94 С. (Нечипоренко П.Р., Муравин Е. Л., Гальченко С. А., Стенина Т. Е. и др.).

Положение по организации и проведению технического диагностирования надземных магистральных трубопроводов ОАО & laquo-Норильскгазпром»-. Норильск: ОАО & laquo-Норильскгазпром»-, ООО НТЦ & laquo-ДИАТЭКС»-, 2002. — 56 С. (Леушин И.Г., Муравин Е. Л., Нечипоренко П. Р., Родионов, Н. В. Светашов Ю. С, Стенина Т. Е. и др.)

— Муравин Е. Л., Попов А. Л., Стенина Т. Е. Простейшие имитационные модели динамических процессов в трубопроводных системах, обусловленных силами & laquo-сухого»- трения в опорах. Сборник трудов шестой конференции пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH (20−21 апреля 2006 г.), 2006, с. 68−72.

— Стенина Т. Е. Динамические возмущения надземных трубопроводов. Труды ХХП Международной конференции. Математическое моделирование в механике деформируемых тел и конструкций. Методы граничных и конечных элементов, г. Санкт-Петербург, 24−27 сентября 2007, том 2, с. 329−336.

— Муравин Е. Л., Стенина Т. Е., Чирков В. П. Динамические возмущения надземных трубопроводов/ Вестник МЭИ, № 6, 2008, с. 139−145.

— РД 26. 260. 16 — 2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наличие сил трения и других сил, препятствующих свободному движению по опорам, предопределяет специфические особенности поведения магистральных трубопроводов надземной прокладки в условиях Крайнего Севера, оказывающие существенное влияние на их техническое состояние. Эти особенности недостаточно изучены и учтены в действующей нормативной документации, устанавливающей требования к проектированию и эксплуатации надземных трубопроводов. Необходимо систематическое углубленное исследование напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов на основе адекватных постановок задач и методов анализа.

С этой целью в настоящей диссертации

1. Разработаны математические модели и программные модули для изучения напряженно-деформированного состояния реальных магистральных газопроводов надземной прокладки в статической и динамической постановке. Данные математические модели и программные модули позволяют адекватно учесть конструктивное и материальное исполнение трубопроводной системы, техническое состояние опорно-ригельных устройств, условия взаимодействия и работы контактных пар, действующие эксплуатационные нагрузки и природно-климатические воздействия, историю их изменения (нагружение внутренним давлением, изменение температуры трубопровода и т. д.).

2. Выполнены параметрические исследования влияния трения в опорах, эксплуатационных нагрузок и природно-климатических воздействий на напряженно-деформированное состояние типового участка надземного магистрального газопровода с температурным компенсатором, работающего в условиях Крайнего Севера.

3. Проведено полномасштабное моделирование поведения типового участка надземного трубопровода в статической постановке^ которое показало, что трение в опорах существенным образом влияет на напряженно-деформированное состояние трубопровода: учет реальных сил трения приводит к увеличению максимальных продольных напряжений в трубопроводе при годовых температурных циклах на 50% и более- ® увеличение трения изменяет качественно и количественно форму деформирования трубопровода при температурном воздействии- • напряженно-деформированное состояние трубопровода существенно зависит от истории нагружения- при проектировании и экспертизе технического состояния трубопроводных систем, наряду с обязательным выполнением требований строительных норм и правил об учете трения в опорах, при выполнении расчетов на прочность необходимо также анализировать влияние истории нагружения- ® годовые циклы изменения температуры приводят к деформированию участков трубопровода с трендом вершины компенсатора в сторону сваи, наиболее удаленной от оси прямолинейных участков.

4. Показано, что перемещения опор, обусловленные геокриологическими факторами, существенно влияют на напряженно-деформированное состояние трубопровода в течение года- при этом наибольшие продольные напряжения реализуются в самое холодное время года.

5. Выполнен нормативный расчет напряженно-деформированного состояния типового участка надземного газопровода, работающего на Таймыре. Показано, что в природно-климатических условиях Таймыра снеговая нагрузка, как кратковременное воздействие, не оказывает влияния на прочность трубопровода.

6. На основе реализованных решений, в том числе для проектного положения надземного газопровода и при непроектном положении (при дополнительном кинематическом перемещении одной из опор) показано, что при постепенном изменении температуры трубопровода наличие трения и/или сил сцепления в опорах вызывает динамические возмущения его квазистатических состояний. Динамические возмущения, вызванные наличием трения в опорах, возникают при изменениях температуры трубопровода от нескольких до десятков градусов и сопровождаются кратковременными колебаниями всего трубопровода с размахом продольных напряжений от нескольких до 30 — 35 МПа.

7. Доказано, что динамические возмущения оказывают заметное влияние на напряженно-деформированное состояние трубопровода, и их надо учитывать для адекватной оценки прочности и работоспособности трубопроводных систем при проектировании и экспертизе промышленной безопасности, для объяснения наблюдаемых при эксплуатации явлений, в том числе и аварийных отказов.

ПоказатьСвернуть

Содержание

1. Обзор литературы.

1.1. Природно-климатические условия Крайнего Севера, оказывающие влияние на напряженно-деформированное состояние газопроводов.

1.1.1. Температура окружающей среды.

1.1.2. Ветер.

1.1.3. Снег и гололед.

1.1.4. Мерзлота.

1.2. Непроектные условия опирания, повреждения опорно-ригельных устройств и их причины.

1.2.1. Провисы трубопровода над опорами.

1.2.2. Смещения ложементов.

1.2.3. Наклоны ригелей.

1.2.4. Повреждения свай, разрушения опор.

1.3. Основные виды аварий на линейной части надземного газопровода и их причины.

1.4. Оценка прочности надземного трубопровода при проектировании и в процессе эксплуатации.

1.4.1. Изменение физико-механических характеристик материалов надземного трубопровода в процессе эксплуатации.

1.4.2. Проблемы учета трения в опорах при расчете напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов.

2. Алгоритм полномасштабного численного моделирования как адекватный метод расчета напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов.

2.1. Типовой участок надземного магистрального трубопровода и его расчетная схема.

2.2. Конечно-элементные модели трубопровода и опорно-ригельных устройств.

2.3. Уравнения, граничные и начальные условия.

2.3.1. Динамическая постановка задачи.

2.3.2. Статическая постановка.

2.3.3. Особенности формулировок граничных и начальных условий, задания параметров решения.

2.4. Автоматизация процесса моделирования.

3. Моделирование напряженно-деформированного состояния надземного магистрального трубопровода в статической постановке

3.1. Напряженно-деформированное состояние трубопровода при годовом цикле изменения его температуры.

3.2. Изменение напряженно-деформированного состояния участка надземного трубопровода в процессе монтажа, нагружения давлением газа и изменения температуры окружающей среды.

3.3. Влияние суточных изменений температуры на напряженнодеформированное состояние газопровода.

3.4 Влияние вертикальных перемещений опор на напряженно-деформированное состояние газопровода при изменении температуры.

3.5. Напряженно-деформированное состояние трубопровода при нормативных нагрузках.

4. Динамические возмущения надземного магистрального трубопровода при изменении температуры окружающей среды.

4.1. Простейшие модели динамических возмущений.

4.1.1. Продольные колебания балки при срыве с опоры с & laquo-сухим»- трением. Аналитическое решение и моделирование.

4.1.2. Моделирование динамических возмущений в однопролетной балке при нагреве. ^^

4.2. Полномасштабное математическое моделирование изменения напряженно-деформированного состояния в реальном надземном трубопроводе.

4.2.1. Проектное положение трубопровода.

4.2.2. Изменение напряженно-деформированного состояния трубопровода при выпирании опоры.

Список литературы

1. Амосов А. П. Контактно-гидродинамическая теория смазки и ее практическое применение в технике. //Тез. докл. межвуз. конф. Куйбышев: КуАИ, 1978. -С. 100−106.

2. Ананенков А. Г., Дмитриевский А. Н. Развитие транспортной инфраструктуры России (отклики на увеличение спроса на природный газ) // Наука и техника в газовой промышленности.- 2006.- № З. -С. 4 — 9.

3. Бабаков И. М. Теория колебаний. М.: Наука, 1968. — 560 с.

4. Безопасность России. Основополагающие государственные документы. М.: МГФ & laquo-Знание»-, 1998.- Ч. I. — 511 е., ч. П. — 349 с.

5. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ & laquo-Знание»-, 2002. — 752 с.

6. Безопасность России. Региональные проблемы безопасности с учетом риска возникновения природных и техногенных катастроф. М.: МГФ & laquo-Знание»-, 1999. -667 с.

7. Безопасность России. Словарь терминов и определений М.: МГФ & laquo-Знание»-, 1999. -357 с.

8. Безопасность России. Функционирование и развитие сложных народнохозяйственных, технических, энергетических, транспортных систем, систем связи и коммуникаций. М.: МГФ & laquo-Знание»-, 1998.- Ч. I. — 444 е., ч. II -410 с.

9. Безопасность России. Энергетическая безопасность (ТЭК и государство). М.: МГФ & laquo-Знание»-, 2000. — 300с.

10. Белый А. В., Кукареко В. А., Рубцов В. Е., Колубаев А. В. // Физическая мезомеханика. 2002. Т. 5. № 1. С. 51−57.

11. Блехман И. И. Вибрационная механика. М.: Физматлит, 1994- 400 с.

12. Блехман И. И., Джанелидзе Г. И. Вибрационное перемещение. М.: Наука, 1964. — 313 с.

13. Большаков А. М., Голиков Н. И., Алексеев А. А. и др. Экспертиза промышленной безопасности газопровода «Промышленный-Берге». Якутск: ЗАО Научно-производственное предприятие & laquo-ФизтехЭРА»-, ОАО «Якутгаз-пром».

14. Вибрации в технике. Справочник в 6 томах. Колебания нелинейных механических систем. Том 2. М.: Машиностроение, 1979. -351 с.

15. Волосов В. М., Моргунов Б. И. Метод осреднения в теории нелинейных колебательных систем. М.: Изд-во МГУ, 1971. — 507 с.

16. Вопросы исследования надёжности больших систем энергетики. // Вып. 49. Т.2. Иркутск, 1998.

17. ВРД 39−1. 10−006−2000. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.

18. ВРД 39−1. 11−014−2000. Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для газонефтепроводов.

19. ВСН 006−89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Миннефтегазстрой СССР, 1989.

20. ВСН 012−88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль и приемка работ (части I, II). М.: Миннефтегазстрой, 1990.

21. ВСН 013−88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты, 1990.

22. ГОСТ 10 243–75. Сталь. Метод испытаний и оценки макроструктуры.

23. ГОСТ 20 295–85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов.

24. ГОСТ 25. 506−85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.

25. ГОСТ 25 100–95. Грунты. Классификация

26. ГОСТ 27. 002−89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

27. ГОСТ 27. 518−87. Диагностирование изделий. Общие положения.

28. ГОСТ 9454–78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

29. ГОСТ Р 27. 310−93 Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения. М.: Госстандарт, 1993.

30. Дерягин Б. В., Пуш В. Э., Толстой Д. М. Теория фрикционных автоколебаний с периодическими остановками. М.: Изд-во АН СССР, 1960. — 143 с.

31. Жаркова Н. В., Никитин JI.B. Прикладные задачи динамики упругих стержней// Известия РАН, Механика твердого тела.- 2006.- № 6.- С. 80−98.

32. Закон Р Ф & laquo-О безопасности& raquo- от 05. 03. 92 № 2446−1 // Экономика и жизнь. 1994.- № 12 (июнь) — С. 4 — 5.

33. Зорин Е. Е., Ланчаков Г. А., Степаненко А. И., Шибнев А. В. Работоспособность трубопроводов. Расчетная и эксплуатационная надежность. Часть 1. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 244 с.

34. Катастрофы и образование./ Под ред. Ю. Л. Воробьева. — М.: Эдитори-ал УРССД999. -176 с.

35. Концепция национальной безопасности Российской Федерации (утверждена Указом Президента Р Ф от 10. 01. 2000 № 24, с 3−5) // Российская газета. -18 янв. -2000.

36. Костерин Ю. Н. Механические автоколебания при сухом трении.- М.: Изд-во АН СССР, 1960. 212 с.

37. Крагельский И. В. Трение и износ.- М.: Машиностроение,!. 968. 480 с.

38. Крагельский И. В., Добычин М. Н., Комбалов B.C. Основы расчетов на трение и износ. М.: Машиностроение, 1977. — 526 с.

39. Работоспособность трубопроводов. Часть 2. Сопротивляемость разрушению. / Ланчаков Г. А. и др. М.: Недра, 2001.

40. Лапшин В. Б., Палей А. А., Жохова Н. В. и др. Экспериментальные исследования методов защиты от обледенения И Электронный научный журнал & laquo-Исследовано в России& raquo-, 2007.

41. Логинов А. Энергетическая безопасность России // Экономика и жизнь. 1994. — № 51 (декабрь) — с. 19.

42. Лудема К. С. Трибология: исследования и приложения. Опыт США и стран СНГ // Под ред. В. А. Белого, К. Лудемы, Н. К. Мышкина. М.: Машиностроение, 1993. С. 19−29.

43. Надежность газопроводных конструкций. Сборник научных трудов. — М.: ОАО & laquo-Газпром»-, ООО & laquo-ВНИИГАЗ»-, 2000. 265 с.

44. Надежность систем энергетики. Терминология. / Под ред. Ю. Н. Руденко. Вып. 95. -М.: Наука, 1980. 43с.

45. Нечипоренко П. Р., Матвиенко Ю. Г., Лобачев Б. М. и др. Проведение исследований фрагментов металла труб II нитки магистрального трубопровода ОАО & laquo-Норильскгазпром»- (отбор металла 2006 г.). Отчет. Волгоград: ООО НТЦ & laquo-ДИАТЭКС»-, 2007. — 97 с.

46. Никитин Л. В. Динамика упругих стержней с внешним сухим трением/Успехи механики.- М., 1988. Т. 11. Вып. 4. С. 53−106.

47. Никитин Л. В. Статика и динамика твердых тел с внешним сухим трением.- М.: Московский Лицей, 1998.- 272 с.

48. Основные концептуальные положения развития нефтегазового комплекса России. //Нефтегазовая вертикаль № 1 (39).- 2000.- 112 с.

49. Основы трибологии (трение, износ, смазка) / Под ред.А. В. Чичинадзе. М.: Наука и техника, 1995. 778 с.

50. ПБ 03−246−98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

51. Первозванский А. А. Трение сила знакомая, но таинственная. // Соро-совский образовательный журнал, 1998.- № 2.- С. 129 — 134.

52. ПНАЭ Г-7−002−86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1989.

53. Положение о классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. Утверждено постановлением Правительства Российской Федерации № 1094 от 13. 09. 1996.

54. Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ. ВНИИГаз, ДАО & quot-Оргэнергогаз"-, ПО «Спец-нефтегаз», ДП & laquo-Оренбурггазпром"-, ОАО & quot-Газпром"-, Управление газового надзора, 1998.

55. Попов В. Л., Колубаев А. В. // Трение и износ. 1997. Т. 18. № 6.- С. 818−826.

56. Пособие по проектированию отдельно стоящих опор и эстакад под технологические трубопроводы (к СНиП 2. 09. 03−85). М: ЦНИИпромзданий ГОССТРОЯ СССР, 1989.

57. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса.- М.: Недра, 1998.- С. 75−87.

58. Проведение комплекса работ в обоснование работоспособности трубопроводных систем ОАО & quot-Норильскгазпром"- после длительной эксплуатации. Отчет по НИР.- Волгоград: НТЦ & laquo-ДИАТЭКС»-, 1999.

59. Разработка и формирование необходимых для паспортизации баз данных технического состояния магистрального газопровода & laquo-Пелятка — Северо-Соленинское" на начальный период эксплуатации. Отчет по НИР. Волгоград: ООО НТЦ & laquo-ДИАТЭКС»-, 2002.

60. РД 03−421−01. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов.

61. РД 08−200−98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

62. РД 08−296−99. Положение об организации технического надзора за соблюдением проектных решений и качеством строительства, капитального ремонта и реконструкции на объектах магистральных трубопроводов.

63. РД 09−102−95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

64. РД 26. 260. 16 2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ.

65. РД 50−699−90. Надежность в технике. Общие правила классификации отказов и предельных состояний.

66. РД 51−158 623−10−95. Инструкция по возведению и расчету анкерных противопучинных свай конструкции & quot-ВНИИГАЗ-NKK"- для опор надземных трубопроводов в районах распространения вечной мерзлоты.

67. РД 51−4.2. -003−97. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.

68. Рекомендации & laquo-Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы исследования изломов металлов& raquo-.- М.: Госстандарт, ВНИИН-МАШ, 1979. -51 с.

69. Рекомендации по опорам с низким коэффициентом трения в газовой промышленности. -М. :ВНИИГАЗ, 1989.

70. Рубцов В. Е., Колубаев А. В. Пластическая деформация и квазиперео-дические колебания в трибологической системе/УЖурнал технической физики, т. 74, вып. 11,2004. С 63−69.

71. Рубцов В. Е., Колубаев А. В., Попов В. Л. // Изв. вуз. Физика. 1999. Т. 42. — № 9. — С. 58−64.

72. СНиП 2. 01. 07−85. Строительные нормы и правила. Нагрузки и воздействия.

73. СНиП 2. 02. 04−88. Строительные нормы и правила. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах.

74. СНиП 41−02−2003. Тепловые сети.

75. СНиП 2. 04. 12−86. Строительные нормы и правила. Расчет на прочность стальных трубопроводов.

76. СНиП 2. 05. 06−85. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы.

77. СНиП 2. 09. 03−85. Сооружения промышленных предприятий.

78. СНиП 23−01−99. Строительная климатология.

79. СНиП 4. 02−91. Магистральные и промысловые трубопроводы газонефтепродуктов.

80. СНиП II-3−79* Строительная теплотехника

81. СНиП П-15−74. Наименования видов мерзлых грунтов.

82. СНиП П1−42−80. Строительные нормы и правила. Часть Ш, глава 42. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приёмки работ.

83. Стратегия развития газовой промышленности России/ Под ред. Р. И. Вяхирева и А. А. Макарова М.: Энергоатомиздат, 1997. — 343 с.

84. Тимашев С. А. Надежность больших механических систем. М.: Наука, 1982. — С. 184.

85. Тимошенко С. П., Янг Д. Х., Уивер У. Колебания в инженерном деле. -М.: Машиностроение, 1985. — 472 с.

86. Федеральный закон о магистральном трубопроводном транспорте.

87. Финогенко И. А. О дифференциальных уравнениях, возникающих в динамике систем с сухим трением. // Соросовский образовательный журнал, 1999. № 8. -С. 122−127.

88. Харионовский В. В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. — М.: ОАО & laquo-Издательство & laquo-Недра»-, 2000. 467 с.

89. Харионовский В. В. Надежность магистральных газопроводов: современное состояние// Наука и техника в газовой промышленности, 2006. № З. -С. 4−13.

90. Энергетическая безопасность России /Бушуев В.В., Воропай Н. И., Мастепанов А. М. и др. — Новосибирск. :Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1998. -302 с.

91. ANSYS 9.0 Theory Reference

92. Armstrong-Helouvry В., Dupont P., Canudas de Wit C. A Survey of Models, Analysis Tools and Compensation Methods for Control of Machines with Friction//Automatika, 1994. Vol. 30. — № 7. — P. 1083−1138.

93. Canudas de Wit C., Olsson H., Astrom К J., Lishinsky P. A New Model for Control of Systems with Friction // ШЕЕ Trans. AC-40, 1995. № 3. p. 419 425.

94. Persson B.N.J., Albohr O., Mancosu F., Peveri V., Samoilov V.N., Sivebaek I.M. //Wear, 2003. Vol. 254. — P. 835−851.

95. Pervozvanski A., Canudas de Wit C. Vibrational Smoothing in Systems with Dynamic Friction // Subm. to Trans. ASME. 1998.

96. Timashev S.A. Diagnostics and Maintenance of Pipelines, Intensive Short Course Material. Monash University, VIC, Australia, 1998. — 127 p.

97. Rubtsov V., Kolubaev A. // New Achievements in Tribology. Proc. 6th Intern. Symposium INSYCONT02. Cracow (Poland), 2002. P. 197−206.

98. Van De Velde F., De Baets P. // Wear. 1998. Vol. 216. — P. 15−26.

99. Расчетный счет 40 702 810 311 020 101 632 в Волгоградском ОСБ 8621 г. Волгоград

100. БИК 41 006 647, Кор. счет 30 101 810 100 000 002 048, ИНН/КПП 3 442 046 536/344201001, ОКПО 48 083 142, ОКОНХ 9530пор. Демократический, 2−10, г. Волгоград, а/я 41, 400 007 тел. /факс: (8442) 27−30−98, 73−95−72 diatex@avtlg. ru- www. diatex. ru

101. Общество с ограниченной ответственностью1. АКТо внедрении результатов диссертационной работы Т. Н. Стениной «Квази-статическос состояние и динамические возмущения надземных магистральныхтрубопроводов& raquo-

Заполнить форму текущей работой