Содержание к диссертации
Введение
1 Характеристика трубопроводных систем и осложненных условий их эксплуатации 21
1.1 Характеристика современного состояния трубопроводных систем 21!
1.2 Характеристика осложненных условий;эксплуатации трубопроводных систем 33
1.2.1 Условия окружающей среды 34
1.2.2 Характеристика изменения технологических условий эксплуатации трубопроводов и резервуаров- 43
1.3 Интегральный метод оценки технического состояния объектов магистрального трубопровода с помощью характеристик их напряженно-деформированного состояния 50
2 Моделирование напряженно-деформированного состояния нефтегазопроводов на переходных участках трассы с учетом воздействия внутреннего давления, вызывающего дополнительный изгиб, и деформации прилегающих участков" 74
2.1 Исследование НДС трубопровода с учетом воздействия внутреннего давления вызывающего дополнительный изгиб 74
2.1.1 Обоснование учета воздействия внутреннего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода 73
2.1.2 Постановка задачи с учетом воздействия внутреннего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода (первый вариант постановки задачи) 81
2.1.3 Решение задачи по первому варианту постановки 84
2.1.4 Постановка задачи и ее решение с пренебрежением воздействия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений (второй вариант постановки задачи)
2.1.5 Постановка задачи и её решение при изгибе трубопровода с компенсатором
2.1.6 Пример расчета, анализ и сравнение его результатов сданными других исследований 91
2.1.7 Нахождение критического значения эквивалентного продольного усилия Sx из решения уравнения продольно-поперечного изгиба трубопровода 102
2.2 Моделирование напряженно-деформированного состояния однопролетного бескомпенсаторного надземного перехода нефтегазопроводов с учетом совместной деформации с прилегающими подземными участками 104
2.2.1 Постановка задачи 104
2.2.2 Первый вариант постановки задачи и его решение 106
2.2.3 Второй вариант постановки задачи и его решение 109
2.2.4 Третий вариант постановки задачи и его решение 110
2.2.5 Пример расчета НДС балочного перехода с учетом его совместной деформации с прилегающими подземными участками
в грунтах различной жесткости 112
2.2.6 Моделирование напряженно-деформированного состояния нефтепровода при его совместной деформации с грунтом над карстовой полостью или провалом на подрабатываемой территории 121
2.2.6.1 Постановка и решение задачи о напряженно-деформированном состоянии трубы над карстовой полостью или провалом 121
2.2.6.2 Примеры расчета НДС нефтепровода и анализ их результатов 124
3 Теория расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода численным модифицированным методом конечных элементов в осложненных реальных условиях эксплуатации 13
3.1 Обоснование применения вариационных принципов теории упругости в элементарной теории стержней, моделирующих трубопровод 132
3.2 Применение вариационного принципа для получения систем уравнений и соответствующих естественных граничных условий равновесия стержня, моделирующего трубопровод 134
3.3 Вариационная задача для стержневых элементов и вывод из нее уравнений равновесия и естественных условий сопряжений решений в узлах 145
3.4 Описание постановки и метода решения задачи определения НДС трубопровода, работающего в осложненных условиях прокладки и при изменении технологических параметров 153
3.5 Апробация разработанной обобщенной математической модели для решения задач определения НДС, прочности и устойчивости трубопровода, работающего в осложненных условиях прокладки и при изменении технологических параметров 162
3.5.1 Оценка достоверности результатов исследования 163
3.5.1.1 Оценка достоверности обобщенной математической модели для решения задач определения НДС трубопровода по результатам сравнительных расчетов 163
3.5.2 Сравнение расчетных и опытных данных, полученных по замерам напряжений на действующем газопроводе 167
4 Численное моделирование напряженно деформированного состояния и обоснование реконструкции открытых участков подземных трубопроводов 174
4.1 Данные обследований балочных переходов 178
4.1.1 Результаты геодезической съемки балочных переходов 179
4.1.2 Результаты замеров напряжений обследованных балочных переходов 181
4.2 Оценка прочности и устойчивости балочного перехода и его подземного варианта переукладки согласно положениям СНиП 2.05.06-85 183
4.2.1 Методика оценки прочности прилегающих к надземному балочному переходу подземных участков газопровода 185
4.2.2 Методика оценки прочности надземного балочного перехода газопровода 187
4.3 Численное моделирование НДС и оценка прочности подземного варианта переукладки перехода для различных условий прокладки 190
4.4 Определение границ проектирования и условий переукладки подземного варианта с использованием численного моделирования его НДС 199
5 Моделирование напряженно-деформированного состояния сложных трубопроводных системлроложенных по пересеченной местности в геодинамической зоне, и мероприятий по его стабилизации 209
5.1 Геодинамическая активность и аварийность на магистральных газопроводах 209
5.2 Напряженно-деформированное состояние газопровода в геодинамической зоне на пересеченной местности 211
5.3 Напряженно-деформированное состояние газопровода в геодинамической зоне на пересеченных обводненных участках 229
5.3.1 Составление базы данных, расчет и анализ НДС газопровода 230
5.3.2 Сравнительный анализ НДС при изменении состояния грунта и сопоставление расчетных и замеренных значений напряжений 235
5.4 Обеспечение целостности нефтегазопроводов путем стабилизации их НДС на основе регулирования технологических параметров сложных трубопроводных систем 237
5.4.1 Разработка метода стабилизации давления в разветвленном нефтепродуктопроводе 237
5.4.2 О стабилизации давления в нефтепроводах со сбросами и подкачками 250
5.4.3 Стабилизация давления в трубопроводе при неполной загрузке 252
5.4.4 Стабилизация температуры перекачки при повышенной загрузке трубопровода 253
5.4.5 Сглаживание волн давления при гидроударе в нефтепроводе 255
5.4.6 Уменьшение колебаний температуры стенки открытых участков нефтегазопроводов 259
5.4.7 Стабилизация давления и температуры в линейной части магистральных газопроводов 260
6 Численное моделирование напряженно деформированного состояния стальных вертикальных резервуаров, эксплуатируемых в осложненных условиях 263
6.1 Оценка технического состояния эксплуатируемых стальных вертикальных резервуаров 263
6.2 Анализ методов решения задач о напряженно -деформированном состоянии стальных вертикальных резервуаров 264
6.3 Кинематические и физические соотношения, уравнения равновесия оболочечных элементов, моделирующих пояса стенки, днище и покрытие стального вертикального резервуара 273
6.4 Описание математических моделей колец жесткости и их узлов сопряжения с оболочечными элементами корпуса РВС 278
6.5 Пример численного моделирования напряженно -деформированного состояния резервуара. Сравнение с результатами ранних исследований 281
6.6 Напряженно-деформированное состояние стенки РВС, подверженной сплошной коррозии 288
6.7 Исследование напряженно-деформированного состояния стенки РВС, усиленной кольцом жесткости. Выбор вариантов ремонтных работ, обеспечивающих прочность корродированной стенки РВС 291
Основные результаты и выводы 307
Список использованных источников
- Характеристика осложненных условий;эксплуатации трубопроводных систем
- Постановка задачи и ее решение с пренебрежением воздействия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений (второй вариант постановки задачи)
- Применение вариационного принципа для получения систем уравнений и соответствующих естественных граничных условий равновесия стержня, моделирующего трубопровод
- Оценка прочности и устойчивости балочного перехода и его подземного варианта переукладки согласно положениям СНиП 2.05.06-85
Введение к работе
Актуальность проблемы
Устойчивое функционирование трубопроводного транспорта углеводородов России является необходимым условием стабилизации и развития экономики, обеспечения целостности и обороноспособности страны. Общая длина магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, газопроводов достигает 230 тысяч километров. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 95% нефти и около 30% продукции нефтепереработки. Наряду с этим, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов при авариях представляет большую угрозу населению, инженерным сооружениям и природным массивам. Основные фонды магистральных трубопроводов (линейная часть, резервуары, насосы) стареют и деградируют. В среднем около 70% (по протяженности) трубопроводов имеют срок службы более 20 лет. То же самое можно сказать о резервуарах. Продлить срок эффективной и безопасной эксплуатации трубопроводных систем – важнейшая задача.
Каковы бы не были причины аварийности (внешняя и внутренняя коррозия, включая коррозионное растрескивание под напряжением, брак строительно-монтажных работ, механические повреждения, заводские дефекты труб и др.) в основе нарушения целостности трубопровода или резервуара лежит превышение допустимых значений характеристик их напряженно – деформированного состояния (НДС) и, прежде всего, напряжений. Одним из основных способов оценки существующего технического состояния и степени эффективности его использования, а также единственным способом прогнозирования возможного НДС является моделирование реальных условий эксплуатации основных объектов магистральных нефтегазопроводов.
Особую трудность представляет моделирование прочностных характеристик трубопроводов и резервуаров, эксплуатируемых в осложненных условиях, каковыми являются условия окружающей их среды (природно-климатические, инженерно-геологические и гидрогеологические) и изменяющиеся технологические условия (внутреннее рабочее давление и температурный режим). Показательной в этом отношении является реализация беспрецедентного по масштабам и сложности проекта нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан», где на протяженности более 4 – х тысяч километров имеются и подповерхностные пустоты различного происхождения, и заболоченные территории, и вечномерзлые, оползневые, сейсмические зоны, и геодинамические активные зоны.
Таким образом, вышеизложенное свидетельствует об актуальности темы диссертационного исследования.
Целью работы является разработка методов расчета условий надежного и эффективного функционирования трубопроводных систем с учетом влияния изменения технологических параметров и природных факторов эксплуатации.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:
-
характеристика современных трубопроводных систем и осложненных условий их эксплуатации и интегрального метода оценки технического состояния объектов магистрального трубопровода с помощью параметров напряженно-деформированного состояния;
-
моделирование НДС нефтегазопроводов на переходных участках трассы с учетом воздействия внутреннего давления, вызывающего дополнительный изгиб, и деформации прилегающих участков;
-
разработка обобщенной математической модели НДС, прочности и устойчивости линейной части и резервуаров магистральных нефтегазопроводов, эксплуатируемых в различных осложненных условиях (природно-климатических, инженерно-геологических и технологических);
-
численное моделирование НДС и обоснование реконструкции открытых участков подземных трубопроводов;
-
исследование НДС трубопроводов, проложенных по пересеченной местности в зонах с высокой геодинамической активностью;
-
разработка и выбор способов уменьшения технологических флутуаций давления и температуры с целью стабилизации напряженно-деформированного состояния сложных трубопроводных систем;
-
разработка метода численного моделирования для определения НДС вертикальных стальных резервуаров (РВС) с учетом отклонений от проектных параметров и технологии их ремонта.
Методы решения поставленных задач
Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа и моделирования (прежде всего, численного), а также гидравлического моделирования и теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем. Результаты расчетов подтверждены данными экспериментального исследования на действующих газопроводах.
Научная новизна
-
Разработана обобщенная математическая модель для расчета НДС трубопроводов, в т.ч. и сложных участков нефтегазопроводов с величиной прогиба, соизмеримой с радиусом трубы и более, позволяющая получать решения, адекватно отображающие физические условия эксплуатации.
-
Дано обоснование необходимости учета воздействия внутреннего давления на дополнительный изгиб при построении математической модели НДС трубопровода на переходных участках с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями по длине с позиций механики твердого деформируемого тела (теории стержней).
-
Моделированием НДС надземного однопролетного балочного перехода полым стержнем, содержащим продукт, получены решения в конечных аналитических выражениях. Для модели перехода с защемленными концами показано, что замена эквивалентного продольного усилия продольным усилием растяжения (сжатия) в стенке трубы приводит к занижению расчетных характеристик (в частности, для трубопровода с типовыми условиями эксплуатации – в 2 и более раза).
-
Установлено, что при пересечении переходных участков трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями (например, провалов на подрабатываемой территории) газопроводы находятся в напряженном нестабильном состоянии по сравнению с нефтепроводами в случае изменения технологических параметров эксплуатации, и, прежде всего, внутреннего рабочего давления. Характеристики НДС газопровода при этом для типовых условий изменяются до 20-25 %.
-
Установлено, что нарушение свода естественного равновесия грунта засыпки приводит к увеличению изгибных напряжений в трубопроводе, пересекающим участок трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями, например, провал на подрабатываемой территории (в частности, для трубопроводов с типовыми параметрами эксплуатации – в 1,5 раза). Применение компенсирующих устройств уменьшает эти напряжения на 30 – 35 %.
-
Модификацией метода конечных элементов в перемещениях построена обобщенная расчетная модель НДС резервуара, позволяющей учитывать отклонения от проектных условий его работы. Установлено, что при ремонте корродированной стенки вертикального стального резервуара с подкреплением кольцами жесткости (шпангоутами) можно снизить уровень кольцевых напряжений в нагруженных поясах более чем в два раза и обеспечить прочность самих шпангоутов. Подкрепление стенки РВС шпангоутами, имеющими чрезмерную жесткость, или их неправильное расположение приводит к увеличению осевых изгибных напряжений, под действием которых возможно разрушение РВС.
-
Разработан способ эксплуатации разветвленного трубопровода при последовательной перекачке различных нефтепродуктов, позволяющий обеспечить стабилизацию внутреннего рабочего давления, а также энергетическую эффективность перекачки.
Практическая значимость
Практическую ценность составляют руководящий документ «Инструкция по расчету требуемой емкости в узлах разветвления НПП и пунктах НПП с другими видами транспорта» РД-112-РСФСР-014-89, утвержденный Госкомнефтепродукт РСФСР, а также утвержденные ОАО «Газпром» нормативные документы «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», «Методика по обеспечению, расчету и проведению ремонтных работ по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории», которые разработаны по программе НИОКР ОАО «Газпром» и содержат результаты выполненных автором исследований.
Разработанные Коробковым Г.Е. методики расчета используются в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории (Уфа: УГНТУ, 1999. – 76 с) и монографий «Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне» (Уфа: Гилем, 1999. – 215 с.), «Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Том 1. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов» (М.: Изд-во «Интер», 2005. – 706 с.), Том 2. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно – геологических условиях (М.: Изд-во «Интер», 2006. – 564 с.), «Численное моделирование напряженно – деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в сложных условиях эксплуатации» (Спб.: Изд-во «Недра», 2009. – 410 с.).
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались на:
Республиканской научно – технической конференции «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 1981 г.); Республиканской научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт нефти и газа» (г.Уфа, 1982 г.); Республиканской научно – технической конференции «Актуальные проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 1984 г.); Республиканской научно – технической конференции по проблемам нефти и газа (г. Уфа, 1988 г.); на Международной научно - технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1998 г.); на II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (УГНТУ, г. Уфа, 2000 г.); на II Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2000 г.)4 на Всероссийской научно - технической конференции «Проблемы прогнозирования, предотвращения и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций» (г. Уфа, 2000 г.); на заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов», НТС ОАО «Газпром» (г. Москва, 2000 г.); на III Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 2001 г.); на электронной конференции «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники (МЭИ, г. Москва, 2002 г.); на Международной научно – технической конференции «Трубопроводный транспорт – сегодня и завтра» (г. Уфа, 2002 г.); на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2003 г.); на IV Международной научно – технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2003 г.); на научно – технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.); на Международных учебно – научно – практических конференциях «Трубопроводный транспорт -2005, 2006, 2007, 2008,2009» (г. Уфа, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 гг.)
Публикации: основные результаты диссертационного исследования опубликованы в 64 научных трудах, в т.ч. 23 статьи – в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ; 4 монографии – в центральных российских издательствах; 1 монография – в региональном издательстве.
Объем и структура работы
Характеристика осложненных условий;эксплуатации трубопроводных систем
Трубопроводный транспорт углеводородов России — сложная техническая система с мощным энергетическим потенциалом. Действующая в настоящее время в Российской Федерации система газопроводов и нефтепроводов сложилась в 60 - 80 - х гг. XX в. Общая длина магистральных, распределительных и промысловых трубопроводов достигает 1 миллиона километров. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 95% нефти и около 30% производимой продукции нефтепереработки [156].
Трубопроводные магистрали по грузообороту занимают 2-е место после железных дорог. Природный газ, нефть и нефтепродукты помимо внутренних потребителей поставляются по трубопроводам в 25 стран СНГ, Балтии и Европы. Все это свидетельствует о большом значении и ответственности трубопроводного транспорта в бесперебойном снабжении природным газом, нефтью и нефтепродуктами отечественных и зарубежных потребителей.
С другой стороны, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов при авариях и отказах представляет большую угрозу населению, инженерным сооружениям и природным массивам. Поэтому к трубопроводам и хранилищам предъявляются высокие требования по обеспечению надежности и безопасности их функционирования.
Основные фонды трубопроводного транспорта стареют, магистрали деградируют с возрастающей скоростью. Главные системы нефте-и газопроводов были построены в 1960 - 1990 гг. Примерно 35% газопроводов (по протяженности) работают 20 лет и 15 % - более 30 лет. Нефтепроводы имеют больший срок службы: 75% нефтепроводов работают более 20 лет и 37 % -более 30 лет. Более 34% продуктопроводов построено 30 лет назад. Продлить срок эффективной и безопасной службы трубопроводных систем - важней 22 шая задача: Пути ее решения известны: своевременная и современная диагностика, всеобъемлющий мониторинг, капитальный ремонт и реконструкция, а также принципиально новые, научно обоснованные технические, технологические, организационные решения, реализация которых позволит перевести трубопроводные сооружения к возобновляемым системам с продлением срока службы.
Основными составными частями магистрального трубопровода (МТ) являются линейная часть (ЛЧ) и перекачивающие станции (ПС). В дальнейшем будем обозначать через ЛЧМГ, ЛЧМН, ЛЧМНПП, соответственно, линейные части магистрального газопровода, магистрального нефтепровода, магистрального нефтепродуктопровода. Однако очень часто в научно-производственной литературе под магистральным трубопроводом понимается только его линейная часть. Поэтому равнозначно будем использовать оба понятия.
Газотранспортная система ОАО «Газпром» является уникальным объектом с точки зрения объемов и дальности транспортировки газа. Протяженность магистральных газопроводов и отводов от них составляет сегодня 159,5 тыс. км. Изношенность основных фондов магистральных газопроводов (МГ), которая оценивается 56%, и средний возраст газопроводов, превышающий 24 года, отрицательно сказываются на надежности их эксплуатации. Распределение магистральных газопроводов по сроку службы представлено ниже (таблица 1.1).
Средний уровень приведенной аварийности (число аварий на 1 тыс. км в год) на объектах дальнего транспорта природного газа снизился в последние годы и составил 0,18, что обусловлено большим объемом работ по диагностике и ремонту, а также уменьшением рабочего давления на некоторых участках [62].
Средняя дальность транспортировки газа по сетям Единой системы газоснабжения. (ЕСГ) составляет 2400 км при поставках российским потребителям и 3400 км - на экспорт. Газопроводы большого диаметра (1020 -1420 мм) составляют 61,5 %. На газопроводах построено 2529 ниток переходов через водные преграды.
ОАО «Газпром» эксплуатирует также трубопроводы для транспортировки газового конденсата и продуктовпереработки газа общей протяженностью 2800 км. Кроме того, в стране эксплуатируется-более 500 тыс. км распределительных газопроводов малого диаметра.
Особенностью газовых трубопроводных систем является то, что структурно они представлены и параллельными и разветвленными газопроводами. От газовых месторождений Северных районов Тюменской области (СРТО) действует уникальная газотранспортная система из 22 трубопроводов диаметром 1420 мм. Компоновка многониточных газопроводов в технологических коридорах создала высокую концентрацию трубопроводных мощностей. В Ужгородском технологическом коридоре, проходящем по Пермскому краю, проложено до 9-ти параллельных ниток диаметром 1420 мм (рисунок Примером разветвленной газопроводной системы является газоснабжающая сеть Республики Башкортостан (рисунок 1.2). Для компенсации сезонной неравномерности газопотребления к Единой системе газоснабжения подключено несколько десятков подземных хранилищ газа (ГГХГ).
Постановка задачи и ее решение с пренебрежением воздействия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений (второй вариант постановки задачи)
Опыт эксплуатации магистральных трубопроводов показывает, что с точки зрения основных положений теории надежности «жизнь» трубопроводов, как и других сложных технических систем, можно условно разделить на 3 периода эксплуатации: период приработки, период стабилизации, период износа. В период приработки происходит резкий всплеск интенсивности отказов, вызванный проявлением грубых дефектов строительно-монтажных работ и заводскими дефектами труб, затем следует второй период снижения и относительной стабилизации отказов. По истечении 10-15 лет эксплуатации наступает третий период (период износа), когда снова происходит рост интенсивности отказов, что связано с процессами накопления коррозионных и усталостных повреждений в металле труб и в сварных швах, усугубленных последствиями взаимодействия трубопроводов с окружающей средой и изменением технологических параметров эксплуатации (давлением и температурой).
Данные по возрастному составу трубопроводов и статистические данные по аварийности, количеству дефектных труб позволяют заключить, что, в целом, системы магистральных трубопроводов России вступили в III период «жизни» - в период износовых отказов. Этот период характеризуется общим ухудшением состояния трубопроводов в связи с усилением роли факторов «износового» характера (усталостные и коррозионные процессы), а также развитием дефектов, возникших при изготовлении и строительстве трубопроводов, проявлением геологических, гидрогеологических и геодинамических факторов и изменением технологических параметров эксплуатации. В результате, как следствие, увеличивается риск аварий.
Из-за неравномерного распределения по длине трубопроводов дефектов различных типов с разной степенью опасности, использования различных исходных строительных материалов, различий в сроках и режимах эксплуатации, в природно-климатических условиях, коррозионной активности грунтов, уровней подготовки нефти и газа темпы протекания процессов накопления и развития повреждений для различных участков трубопроводов могут существенно отличаться. Поэтому состояние одних участков может оказаться вполне удовлетворительным, других - близким к критическому.
Указанные различия требовали разработки нового, дифференцированного подхода к учету индивидуальной опасности дефектов, к оценке технического состояния отдельных участков различных магистральных трубопроводов для обеспечения их надежной эксплуатации. Задача оказалась сложной и не могла быть решена с необходимой степенью достоверности по причине неполноты информационного аспекта о техническом состоянии трубопроводов.
На повестку дня встала необходимость разработки и внедрения новой единой технической политики по предотвращению отказов магистральных трубопроводов, основанной на анализе информации об их фактическом состоянии и, прежде всего, об их напряженно-деформированном состоянии, поскольку магистральные трубопроводы — это сложные, высоко нагруженные инженерно-технические сооружения, которые в течение всего срока службы могут подвергаться значительным напряжениям, близким к нормативным характеристикам текучести металла. Поэтому даже незначительные перегрузки системы по сравнению с проектными условиями могут приводить ее в предельное (по несущей способности) состояние.
В общем, каковы бы не были причины аварийности, в конечном счете, целостность трубопровода зависит от характеристик его напряженно-деформированного состояния, сложившегося в данном сечении трубы.
Резервуарный парк является важнейшим звеном нефте - и нефтепро-дуктопроводных систем. Техническое состояние резервуаров и их полезная вместимость определяют устойчивую бесперебойную; поставку нефти и нефтепродуктов потребителям и организацию плановых остановок магистральных трубопроводов для проведения ремонтно-восстановительных работ по устранению выявленных внутритрубной диагностикой дефектов, возвращению трубопровода в проектное положение, снижению уровня напряженно-деформированного состояния и др.
В настоящее время на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах России находится в эксплуатации свыше 1000 резервуаров для содержания нефти и нефтепродуктов суммарной емкостью около 19 млн. м3 (соответственно, 14 и 5 млн. м3). По конструкции основная часть из них - вертикальные стальные резервуары вместимостью 5, 10, 20, 50 и 100 тыс. м , расположенные на нефтеперекачивающих станциях.
Относительно небольшое количество резервуаров имеют железобетонную конструкцию и заглублены в грунт. Нормативные сроки эксплуатации 60% стальных и 80%) железобетонных резервуаров (ЖБР) превышены. Высокий износ крыш железобетонных резервуаров вынуждает заменять их на наземные стальные резервуары. В таблице 1.4 представлен емкостной состав резерву арного парка ОАО «АК «Транснефть». Таблица 1.4 - Состав резервуарного парка ОАО «АК «Транснефть»
Массовое строительство резервуаров (1960 - 1990 гг.) совпало с периодом внедрения метода рулонного их изготовления по типовым проектам. Опыт эксплуатации РВС рулонного изготовления показал наличие ряда конструктивных недостатков, в том числе: отклонение стенок от вертикали, различные несовершенства геометрической формы.
Резервуарные парки являются неотъемлемой частью не только системы трубопроводного транспорта жидких углеводородов, но и технологического процесса нефтяного производствами нефтепереработки. Основной объем отечественных резервуарных парков для хранения нефти и нефтепродуктов был построен в 60.\.80 годы прошлого века по строительным нормам того времени. В настоящее время в ремонте постоянно находится около 20і % всех резервуаров. По имеющимся данным 70 % существующих стальных вертикальных резервуаров эксплуатируются более 20 лет, более 10 % из них - свыше 30 лет. Средний возраст сооружений постоянно растет, а ремонтные мероприятия, осуществляемые в настоящее время, полностью не обеспечивают восстановления их несущей способности.
На всех основных стадиях жизненного цикла - при изготовлении, монтаже и эксплуатации - в элементах конструкции стальных вертикальных резервуаров могут возникать и развиваться дефекты. В процессе эксплуатации резервуары подвержены малоцикловому нагружению, обусловленному процессами слива-налива хранимого продукта, а также связанным с ним воздействием коррозионно-активных сред. Под действием этих факторов в конструктивных элементах резервуаров происходит накопление усталостных и коррозионных повреждений, способствующих росту дефектов, появившихся при изготовлении и монтаже, и зарождению новых дефектов.
Применение вариационного принципа для получения систем уравнений и соответствующих естественных граничных условий равновесия стержня, моделирующего трубопровод
Необходимо отметить следующее. В узловых элементах, где ограничены перемещения или прикладываются внешние силовые факторы, задаются либо компоненты вектора обобщенных перемещений, либо соответствующие компоненты вектора внешних силовых факторов.
Таким образом, если в узле сопряжения стержневых элементов, где ограничена какая либо составляющая вектора перемещений или приложены внешние силовые факторы, то при постановке задачи в зависимости от конструктивной схемы трубопровода из пары граничных условий выбирается только одно условие. Это следует не только из здравого смысла, но и из теоретических выкладок работы [249], где, минимизируя функционал полной энергии при деформации стержневой системы, получена система дифференциальных уравнений продольно-поперечного изгиба и соответствующие граничные условия.
Вышеизложенное справедливо не только для многопролетной стержневой системы, но и для однопролетной балки. Часто на концах стержня или балки, моделирующей трубопровод, в качестве граничных условий задают составляющие обобщенных векторов перемещений и внешних силовых факторов в одном и том же направлении осей [8]. Это может привести к некорректной постановке задачи. Например, некорректной следует считать постановку задачи, когда для линейного дифференциального уравнения изгиба продольной оси трубопровода, которое имеет четвертый порядок относительно неизвестной функции прогиба и его решение содержит четыре постоянных интегрирования, принимаются пять граничных условий, среди которых отсутствует условие для прогиба оси трубы. Это означает, что труба не закреплена.
Разработанный программный комплекс позволяет провести расчет прочности трубопровода, при строительстве или ремонте которого на отдельных участках применялись трубы из различных марок сталей, сами участки могут состоять из криволинейных вставок или трубопровод проложен с упругим изгибом продольной оси.
Если отдельные криволинейные участки рассчитываемого трубопровода состоят из упруго изогнутых участков или кривых (выпуклых или вогнутых) вставок, то в исходных данных расчета для этих участков необходимо задать угол наклона нормали и радиус кривизны оси трубопровода.
Геометрические и жесткостные характеристики поперечного сечения трубы для каждого участка являются расчетными и вычисляются по общеизвестным формулам.
Отдельные участки трубопровода могут также отличаться типами грунта основания и грунта засыпки. Поэтому в исходных данных для каждого участка вводятся физико-механические характеристики грунта основания и грунта засыпки.
Апробация разработанной обобщенной математической модели для решения задач определения НДС, прочности и устойчивости трубопровода, работающего в осложненных условиях прокладки и при изменении технологических параметров
Разработанный нами численный метод расчета НДС трубопровода был применен для исследования условий работы действующих магистральных газонефтепроводов диаметром до 1420 мм, проложенных на пересеченной местности, по карстовым и обводненным территориям, в оползающих грунтах [86,94 - 106,219,234 - 242,244 - 254,271]. Он также был применен для оценки прочности и устойчивости магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Уфа» диаметром 1420 мм, подверженных воздействию карстовых образований и оползающих грунтов и на сильно пересеченной местности, на этапах выполнения
Рассмотрим для примера расчет НДС надземного перехода. Предлагаемый в работе универсальный метод расчета НДС трубопровода, проходящего в сложных инженерно-геологических условиях, позволяет оценить прочность трубопровода, который пересекает различные типы грунтов, а также имеет провисающие участки. В частности, провисающий участок имеет место в однопролетном бескомпенсаторном надземном переходе (балочном переходе) при пересечении естественных и искусственных препятствий, при прокладке трубопроводов в сложных гидрогеологических условиях. С применением разработанного метода проведем расчет на прочность надземного перехода газопровода без специальных опор и сравним полученные результаты с данными расчета, выполненного по методике А.Б. Айбиндера и А.К. Камерштейна [8] для одних и тех же начальных и граничных условий. Она разработана с применением классических линейных уравнений изгиба балки и дает достоверные результаты, когда длина провисающего участка незначительна, что обуславливает соизмеримость прогибов оси трубопровода с толщиной стенки трубы. Исходные данные возьмем из примера расчета, проведенного в [8], где длина пролета в свету равна 32 м. Примыкающие участки к переходу - подземные. Модуль деформации грунта Егр= 20 МПа, коэффициент Пуассона грунта цгр = 0,2. Трубопровод выполнен из труб размером 1,42x0,0165 м, имеющих временное сопротивление 600 МПа и предел текучести 470 МПа. Трубопровод относится к участку III категории. Интенсивность расчетной вертикальной нагрузки д=1000 Н/м. Рабочее давление р =7,5 МПа, положительный температурный перепад At = 60С (At — разница температуры эксплуатации и температуры замыкания трубопровода при строительстве). Схема нагружения рассматриваемого участка газопровода изображена на рисунке 3.1 а. Длина надземного перехода АОВ равна 32 м, а длина примыкающих к нему подземных участков, находящихся в грунте, FEA и ВСД равны 64 м. Для удобства расчета эти участки условно разбиваются на две части по 32 м. Таким образом, общая длина расчетного участка равна 160 м. Весь рассматриваемый участок условно разбивается на пять частей: средняя часть АОВ соответствует надземному переходу, остальные части FE, ЕА и ВС, СД - примыкающим к переходу участкам трубопровода, находящегося в грунте. Участок АОВ находится под действием собственного веса трубы и содержащегося в ней газа. На участки FE, ЕА, ВС, СД кроме этой нагрузки действуют вес грунта, находящегося на трубе и реакция упругого основания, которая моделируется основанием Винклера. Высота засыпки грунта от поверхности земли до оси трубы принимается равной 2,05 м.
Оценка прочности и устойчивости балочного перехода и его подземного варианта переукладки согласно положениям СНиП 2.05.06-85
Для исследования влияния расположения места подключения отвода к магистрали на объемы сброса каждого нефтепродукта, а также на суммарный сброс были сделаны расчеты по формулам (5.27) - (5.30). Анализ полученных данных позволил заключить, что по мере удаления точки от станции, ведущей перекачку на данном перегоне, объем возможного сброса нефтепродукта Б увеличивается, а нефтепродукта 4 -уменьшается. Величина суммарного сброса нефтепродуктов А и Б несущественно за висит от местоположения точки подключения отвода и изменяется в преде лах 10%, уменьшаясь в направлении последующей станции. При подключе нии отвода в точке, характеризующейся отношением Необходимо отметить в заключении, что эффективность рационального использования отводов с точки зрения стабилизации давления в трубопроводной систем достигается при достаточной степени автоматизации и технической оснащенности пунктов подключения отводов, при соблюдении условий, заложенных в основу решения данной задачи. Следует также добавить, что данная технология обеспечивает снижение энергозатрат при последовательной перекачке нефтепродуктов, поскольку позволяет обойтись без дросселирования давления.
В практике эксплуатации нефтепроводов имеют место такие ситуации, когда для снабжения потребителей, расположенных вдоль трассы, производится отбор (сброс) перекачиваемой нефти из нефтепровода. Сбросы бывают непрерывные и периодические. Непрерывный сброс может быть организован, например, для попутного снабжения нефтью нефтеперерабатывающего завода, расположенного вблизи от трассы нефтепровода. Периодические сбросы обычно бывают на нефтепроводах, например, при наличии попутных пунктов налива железнодорожных цистерн.
Если в каком-либо месте нефтепровод проходит вблизи промыслового района, то может быть организована подкачка нефти. Добываемую на этих промыслах нефть направляют в тот же нефтепровод. В зависимости от мощности месторождения подкачка также может быть непрерывной или периодической. Самым современным примером этого является нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий Океан» (ВСТО), в головные участки которого осуществляется подкачка нефти с попутных месторождений.
Технологический расчет нефтепровода с непрерывными сбросами или подкачками можно вести по участкам, разграниченным пунктами сбросов или подкачек.
При незначительных сбросах или подкачках нефтепровод рассчитывают без их учета. Однако следует иметь в виду, что при периодических сбросах (подкачках) изменяется технологический режим перекачки - изменяются давление и расход нефти.
Рассмотрим случай сброса нефти. Критическое значение расхода нефти QKpB левой части нефтепровода между станциями п и п + 1, более которого изменение давления (напора) становится значительным и требуется вводить регулирование режима пере 251 качки, определяется из уравнения баланса напоров для левой части (от начала до точки сброса):
Магистральные трубопроводы, как правило, некоторое время работают с неполной загрузкой по сравнению с проектной производительностью. Снижение производительности вызывается, например, поэтапным вводом в эксплуатацию перекачивающих станций на новом трубопроводе, истощением запасов нефтяных месторождений, изменением направлений грузопотоков нефтей и нефтепродуктов, сезонными или иными колебаниями потребления и другими причинами. Технически работу трубопровода на пониженной производительности можно организовать различными способами, каждый из которых будет характеризоваться определенными параметрами. Основное внимание при выборе способа эксплуатации обращалось на то, как загрузить трубопроводную систему таким образом, чтобы недогрузка ее в меньшей мере ухудшала бы технико-экономические показатели работы. Вопрос обеспечения прочности трубопровода, его эксплуатационной надежности не ставился, поскольку режимы перекачки выбирались таким образом, чтобы давление не превышало расчетного значения.
Максимальный диапазон изменения внутреннего давления при различных способах работы трубопровода при недогрузке имеет место при использовании циклической перекачки: с остановками и с переменными расходами.
Предположим, что перекачка с недогрузкой планируется на период tm — планируемое расчетное время. В технологическую емкость V на головной НПС будет поступать продукт с расходом Q3. Этот расход Q3 меньше номинальной проектной пропускной способности QH0M. Введем понятие цикла перекачки, который состоит из периода остановки перекачки и периода перекачки с расходом QHavf. Чем меньше число циклов, тем реже меняется давление в трубе и тем меньше возмущений НДС трубопровода.
Проведенные нами тестовые расчеты по формулам (5.35) и (5.36) показывают, что число смен внутреннего давления при перекачке с переменными расходами меньше, чем при перекачке с остановками. Учитывая еще и тот факт, что в последнем случае внутреннее избыточное давление в трубопроводе изменяется от проектного значения и, буквально, до нуля, с точки зрения обеспечения прочности и устойчивости трубопровода его следует эксплуатировать методом циклической перекачки с переменными расходами.
В начале 80-х годов прошлого века на одном из нефтепроводов диаметром 1220 мм, перекачивающего западно-сибирские нефти, было зафиксировано повышение температуры нефти на конечном пункте до 57С. В результате повышенного испарения нефти образовывались скопления газа, которые при попадании в резервуары с понтонами вызывали чрезмерный крен последних, который, в свою очередь, приводил к заклиниванию понтонов и выходу из строя резервуаров. Последовавшие за этим исследования позволили выявить следующее: 1) на нефтепроводах большого диаметра (1000 мм и более) может наблюдаться рост температуры потока перекачиваемой нефти при форсированных режимах работы. Так, например, по нефтепроводам диаметром 1220 мм, запроектированным на 70-80 млн.т в год, перекачивалось до 93-96 млн.т/год со скоростью 2,6 - 3,1 м/с; 2) при увеличении скорости перекачки растут удельные потери энергии на единицу длины нефтепровода, а также увеличивается перепад давления, создаваемый насосами. Соответственно, становится значительным количество теплоты, выделяющейся при диссипации механической энергии потока в тепловую в линейной части и в насосах; 3) температура нефти по длине магистрального нефтепровода увеличивается за счет нагрева в линейной части и в насосах, причем наиболее существенно - на НПС (до 0,5С на одном насосе); 4) общее повышение температуры нефти может составить в зависимости от конкретных условий несколько десятков градусов.
Повышение температуры эксплуатации нефтепровода приводит к увеличению температурного перепада At, к росту температурных напряжений и к изменению характеристик НДС, прежде всего, криволинейных участков трубопровода, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях. Чтобы избежать аварийных ситуаций при повышении производительности нефтепровода, необходимо принимать специальные меры либо пересмотреть принятые решения по увеличению пропускной способности нефтепровода.
Снизить температуру потока перекачиваемой нефти можно путем изменения параметров, влияющих на теплообмен в нефтепроводах: диаметра D или эквивалентного диаметра Вжвш, полного коэффициента теплопередачи К, начальной температуры нефти tH, кинематического коэффициента вязкости v.
