Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проблемы безопасной эксплуатации трубопроводов Западной Сибири и постановка задач исследований . 7
1.1. Факторы, влияющие на техническое состояние трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных условиях . 7
1.2. Анализ причин разрушений магистральных трубопроводов Западной Сибири. 20
1.3. Анализ работ по исследованию напряжённо- деформированного состояния и надёжности трубопроводов. 33
1.4. Постановка задач исследований. 62
Выводы по главе 65
Глава II. Исследование особенностей напряжённо-деформированного состояния длительно эксплуатируемых трубопроводов в сложных условиях . 67
2.1. Разработка математической модели для оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов в водонасыщенных грунтах . 67
2.2. Разработка математической модели для оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов в мерзлом грунте. 79
2.3. Выбор оптимальных критериев оценки прочности трубопроводов, функционирующих в сложных природно-климатических условиях. 92
Выводы по главе. 104
Глава III Разработка методов расчёта трубопроводов на устойчивость в условиях Западной Сибири. 106
3.1. Выбор расчётных схем для оценки устойчивости протяжённых конструкций в конкретных условиях эксплуатации . 106
3.2. Разработка методики определения критической силы и предельных прогибов энергетическим методом. 111
3.3. Разработка методики определения критической силы и предельных прогибов аналитическим методом. 117
3.4. Разработка методики оценки общего уровня конструктивной надёжности (работоспособности) трубопроводов Западной Сибири. 121
Выводы по главе. 124
Глава IV. Построение математической модели для оценки конструктивной надёжности трубопроводов с учётом региональных условий. 126
4.1. Анализ работоспособности трубопровода по прочности . 126
4.2. Анализ работоспособности трубопровода по потере устойчивости. 137
4.3. Рекомендации по практическому применению разработанных методик при оценке общего уровня надежности трубопровода. 142
Выводы по главе. 151
Основные выводы по работе. 152
Список литературы.
- Факторы, влияющие на техническое состояние трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных условиях
- Разработка математической модели для оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов в водонасыщенных грунтах
- Выбор расчётных схем для оценки устойчивости протяжённых конструкций в конкретных условиях эксплуатации
- Анализ работоспособности трубопровода по прочности
Введение к работе
Созданная в России крупнейшая система нефтегазоснабжения, не имеющая аналогов в мировой практике, включает нефтяные и газовые месторождения, многониточную нефтегазотранспортную систему с многоцеховыми компрессорными и насосными станциями. При этом 94% газа добывается на действующих и новых месторождениях Западной Сибири и лишь 6% в других регионах страны. В зависимости от объёмов добычи газа только на территории Тюменской области необходимо эксплуатировать от 20 до 29 магистральных газопроводов. Крайне интенсивна и загрузка нефтепроводов Западной Сибири, обусловленная концентрацией потоков из этого региона. Одновременно с этим трубопроводы стареют, часть их отрабатывает нормативный срок службы и возникает проблема адекватной оценки работы существующей нефтегазотранспортной системы с отражением особенностей её эксплуатации за последние годы. До последнего времени заключение о промышленной безопасности трубопровода выдавалось в соответствии с действующими нормативными документами. Однако такой подход означает, что более половины трубопроводов следует немедленно остановить и вывести из эксплуатации из-за того что, они содержат те или иные отклонения от нормативных требований. При таком подходе не учитывается фактическая опасность обнаруженных дефектов или других отклонений от норм для конкретного трубопровода с учётом особенностей его эксплуатации.
Противоречие между длительно эксплуатируемыми трубопроводами и нормативными требованиями имеет следующие основные причины:
- с течением времени металл стенки трубы претерпевает изменения (появляются и исчезают дефекты, охрупчивается материал и т.д.);
изменяются условия эксплуатации трубопроводов (объёмы транспортировки продукта, рабочее давление);
- в соответствии с уровнем развития техники и технологий изменяются нормативные требования.
Для разрешения данного противоречия необходимо, во-первых, принципиально изменить концепцию эксплуатационной надежности и v безопасности. Во-вторых, разработать специальную нормативную базу для оценки безопасности трубопроводов, особенно тех, чей срок службы превышает 20-25 лет. Для этого следует выполнить следующий комплекс исследований: проанализировать техническое состояние магистральных трубопроводов с учётом негативных факторов эксплуатации; разработать количественные критерии и методы оценки надёжности длительно функционирующих магистралей, в том числе и в сложных условиях; на основе данной оценки сформировать методику принятия решений о дальнейшей эксплуатации линейных участках. Реализации перечисленных исследований посвящена данная работа, тема которой, в связи с изложенным выше, несомненно, является актуальной.
Целью работы является разработка методов расчёта работоспособности длительно эксплуатируемых трубопроводов для обеспечения безопасности систем трубопроводного транспорта энергоресурсов Западной Сибири.
Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
- исследовать влияние негативных факторов на техническое состояние трубопроводов при длительной эксплуатации в условиях Западной Сибири;
- разработать методику оценки напряжённо - деформированного состояния трубопроводов, учитывающую региональные особенности;
разработать аналитические методы, позволяющие рассчитать устойчивость трубопровода при изменении условий эксплуатации и i s переменности продольных усилий на исследуемом линейном участке;
разработать математическую модель оценки конструктивной • надёжности (работоспособности) трубопроводов по прочности и устойчивости.
Научная новизна работы заключается в следующем:
- разработаны методы расчёта напряжённо-деформированного состояния трубопровода, учитывающего изменение сценария нагрузок во времени и по длине линейно-протяжённой конструкции;
- разработаны методики определения прочности и устойчивости трубопроводов Западной Сибири при изменении эксплуатационных условий;
- создана аналитическая модель для оценки работоспособности трубопроводов, длительно функционирующих в сложных условиях, позволяющая учесть требования по прочности и устойчивости конструкции.
Исследованию прочности и устойчивости трубопроводных систем посвящено большое число разработок. Существенно важные результаты были получены ведущими учёными отрасли, из которых необходимо отметить работы Березина В.Л., Бородавкина П.П., Аникина Е.А., Гумерова А.Г., Айнбиндера А.Б., Черния В.П., Харионовского В.В. и других. Однако вопросам количественной оценки работоспособности трубопроводов с учётом неопределённости параметров их эксплуатации в условиях различных регионов уделялось значительно меньше внимания. Количественный анализ прочности и устойчивости нефтепроводов Западной Сибири с учётом непрерывного изменения их эксплуатационных параметров (внешнего и внутреннего нагружения) на различных фазах жизненного цикла даст возможность оперативно и адекватно управлять безопасностью системы, позволит оценить последствия чрезвычайных ситуаций и обосновать технологические мероприятия по снижению вероятности их возникновения. В соответствии с этим в рамках данного исследования выполнена разработка прогнозирующих систем для оценки эксплуатационной надёжности трубопроводов с целью обеспечения их бесперебойной работы.
Факторы, влияющие на техническое состояние трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных условиях
Созданная в России крупнейшая единая система нефтегазоснабжения, не имеющая аналогов в мировой практике, включает уникальные нефтяные и газовые месторождения, многониточную нефтегазотранспортную систему с многоцеховыми компрессорными и насосными станциями.
Система нефтепроводов сформировалась в период, когда в стране ежегодно добывалось порядка 450-500 млн тонн нефти, а в перспективе планировалось довести добычу до 600 млн тонн. Наибольшие показатели были достигнуты в 1991 году. В настоящее время объемы нефти, перекачиваемые по системе, фактически в 2 раза ниже того уровня, на который система создавалась. Это привело к неравномерной загруженности различных нефтепроводов. Концентрация потоков из Западной Сибири обуславливает более интенсивную загрузку транзитных нефтепроводов по сравнению с внутрирегиональными. Несмотря на общее снижение объемов добычи нефти имеются трубопроводы, по которым загрузка стабильно высокая (экспортные потоки).
Распределение магистральных нефтепроводов по диаметрам можно оценить по таблице 1.1. Основная часть приходится на диаметры 530, 720, 820, 1020,1220 мм (в сумме 91,7 %).
Распределение основных элементов системы магистральных нефтепроводов по годам ввода в эксплуатацию показано в таблице 1.2. Из таблицы видно, что значительная часть трубопроводов достигла амортизационного срока эксплуатации 33-35 лет. Есть такие трубопроводы, которые находятся в эксплуатации 50 лет.
В частности, ожидается стабилизация суммарной добычи газа добывающими предприятиями на уровне 530 млрд м3, причем около 94 % газа будет добываться на действующих и новых месторождениях Западной Сибири и лишь 6 % в других регионах страны. Определенный дополнительный потенциал добычи газа связан с независимыми поставщиками.
В 2001 - 2004 гг. с вводим в эксплуатацию месторождений Заполярное, Ен-Яха и Песцовое должно завершиться освоение группы месторождений Надым-Пуртазовского региона. Ожидаемое здесь с 2006 г. снижение добычи газа должно компенсироваться наращиванием его поставок из новых месторождений (п-ов Ямал, Штокмановское, район Обской и Тазовской губ и др.).
Таким образом, можно выделить основные направления перспективного развития транспорта газа: - строительство новых газопроводов для транспортировки газа с месторождений п-ва Ямал, Штокмановского и из района Обской и Тазовской губ и завершение намеченного ранее ввода мощностей (СРТО — Торжок, Заполярное — Уренгой, развитие дожимных компрессорных станций и ГКС и др.); - реконструкция существующих газотранспортных систем для обеспечения планируемых объемов транспорта газа и создания условий эффективной работы газопроводов при изменении их загрузки в связи с истощением действующих и подключением новых месторождений, а также развитием внутреннего потребления и экспорта газа. Анализ результатов прогнозирования развития газовой промышленности показывает, что в зависимости от объемов добычи газа необходимо эксплуатировать от 20 до 29 магистральных газопроводов только на территории Тюменской области.
По мере отработки трубопроводами нормативного срока службы часть их должна быть восстановлена или их нормативный срок эксплуатации после анализа технического состояния продлен. В конце срока разработки при падающей добыче часть магистральных трубопроводов, отработавших нормативный срок службы, после обследования их технического состояния может эксплуатироваться при пониженных давлениях с меньшей производительностью, что обеспечит запланированные объемы транспорта газа и нефти. Структура нефтегазопроводов по возрасту представлена на рис. 1.1, 1.2.
Исходя из задач проводимой и планируемой реконструкции и модернизации систем России возникает вопрос об оценке работы существующей системы с отражением особенностей ее эксплуатации за последние годы.
Разработка математической модели для оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов в водонасыщенных грунтах
Все пространство Западно-Сибирской низменности представляет собой слегка всхолменную озерно-аккумуляторную равнину с большим количеством рек, озер, стариц и труднопроходимых болот. Обширные плоские и очень широкие междуречья, разделенные полого возвышающими холмами являются основной формой рельефа.
Для Западной Сибири характерно большое количество поверхностных вод. Около 40% территории занято труднопроходимыми болотами. Только в Тюменской области находится более 300 тыс. озер и других открытых водоемов. Районы строительства магистральных трубопроводов, проходящие по наиболее заболоченной части Западно-Сибирской низменности - северу Тюменской области, располагаются в следующих, отличающихся по степени заболоченности и заторфованности, зонах: Северной и Южной тундры, лесотундры, Северной и Средней тайги. Заболоченность выделенных зон неравномерна и составляет соответственно 30%, 33%, 25%, 36%, 33%. Наиболее заболоченными являются центральные части Северной и Средней тайги - около 50% территории.
Все болота Западной Сибири можно разделить на верховые, с плотным торфом на водоразделах и возвышенных территориях, и низинные, расположенные в долинах рек, насыщенные водой и торфом меньшей плотности. Среди болот обеих групп встречаются трясины — зарастающие водоемы, заполненные рыхлым органическим илом.
Наиболее неблагоприятными в отношении заболоченности районами являются Сургутская, Вахокая и Юганская провинции, а также Сибирские Увалы, в которых преобладающими являются топяные болота, непроходимые даже для вездеходной техники.
Глубина болот Западно-Сибирской низменности достигает в среднем 5-6 метров, а ширина - от 100 м до 5 км. Встречается большое количество мелких и средних рек шириной 20-50 м и ручьев шириной 1,5-2 м (до 76%); озера встречаются через каждые 0,6-2 км (особенно часто в южной части Северной тайги - через каждые 600 м). В Среднем Приобье на каждые 100 км трассы трубопроводов приходится болот I, II и III типов соответственно 10, 17 и 10 км; рек, ручьев, озер - 10 км. В лесотундровой зоне на каждые 100 км трассы протяженность обводненных участков составляет 37 км, болот I типа - 2 км, II типа - 14 км, участков с вочномерзлыми грунтами - 2 км.
Статистический анализ болотных массивов, пересекаемых мощными трубопроводными системами, показал, что частота болот составляет 26-91 на 100 км, при этом длина относительно сухих участков 5-35 км, а общая заболоченность территории 12-52%.
Высокий уровень грунтовые вод, значительная затопляемость территории и большое количество осадков в весенне-летний период крайне затрудняют перемещение строительных машин и транспортных средств. Несущая способность грунта на большей части территории в летнее время менее 0,05 Мпа.
Адекватная оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов, эксплуатируемых в описанных выше условиях не один десяток лет и, зачастую, имеющих значительные повреждения металла стенки трубы, возможна при использовании метода конечных элементов (МКЭ) в форме метода перемещений.
Основная идея метода конечных элементов состоит в том, что любые непрерывные величины (в нашем случае это перемещения материальных точек трубы под действием нагрузки) можно аппроксимировать кусочно-линейной функцией. Иными словами, задача сводится не к отысканию функциональной зависимости какой-либо величины, а к отысканию ряда значений этой величины на границах малых областей. При этом считается, что по области эта величина меняется линейно. Таким образом, решение системы дифференциальных уравнений заменяется решением системы линейных уравнений.
Общие этапы расчета, предусмотренные в МКЭ, следующие: разбиение тела на конечные элементы, связанные между собой в узловых точках; аппроксимация неизвестных функций (например, перемещений или усилий) по объему конечных элементов через узловые параметры; формирование матрицы жесткости отдельных элементов, а алом матрицы жесткости всего тела; определение узловых периметров сетки конечных элементов путем решения системы алгебраических уравнений высокого порядка.
Согласно формулировке МКЭ в форме метода перемещений неизвестными считаются перемещения узловых точек и общий вид системы алгебраических линейных уравнений, которую приходится решать, следующий: [К]-М=Н (2-1) где [К] - глобальная матрица жесткости тела (например фрагмента трубы с дефектом), получаемая суммированием по определенному закону матриц жесткости конечных элементов [к]е; {8} - вектор перемещений узловых точек; {F} - глобальный вектор внешней нагрузки на трубу, составляемый из векторов нагрузки каждого конечного элемента {f}e.
При численной реализации МКЭ для расчета напряженно-деформированного состояния труб и сосудов в зоне дефектов целесообразно использовать простой конечный элемент, имеющий шесть степеней свободы (по два неизвестных перемещения в каждой узловой точке).
Выбор расчётных схем для оценки устойчивости протяжённых конструкций в конкретных условиях эксплуатации
Как уже отмечалось в предыдущих главах работы для магистральных трубопроводах Западной Сибири, функционирующих в условиях болот, вечной мерзлоты, высокая надежность является одним из основных требований, а вероятность реализации потери устойчивости исключительно высока.
Это обусловлено действием больших температурных перепадов и осевой силы, что, в свою очередь, ставит вопрос об обеспечении работоспособности трубопровода с учетом второго и третьего предельных состояний (потери устойчивости и достижения предельных прогибов).
Чаще всего форму трубопровода как стержневой системы, потерявшей устойчивость, можно описать кривой, приведенной на рис. 3.1.
Известно, что реальный трубопровод, как правило, всегда имеет некоторый начальный прогиб (причиной тому может служить, например, неровность дна траншеи и т.п.), поэтому в дальнейших расчетах будем учитывать возможность начального искривления трубопровода.
Решение поставленной задачи при любых граничных условиях не может быть найдено без задания модели грунта, поскольку именно свойства и поведения грунта под нагрузкой во многом определяют величину критической сжимающей силы.
Модели грунта и их характеристики, применяемые при определении величины критической силы и предельных прогибов трубопровода, подробно рассмотрены в работах [3, 19, 27]. Отметим только, что в практических расчетах наибольшее применение получили линейно-упругая и жестко-пластическая модели грунтов. Первая модель справедлива при «малых» перемещениях трубопровода, когда взаимосвязь между перемещениями и величиной сопротивления грунта носит линейный характер. Жестко-пластическая модель имеет место, когда сопротивления фунта достигли своего предельного значения и остаются постоянными. На рис. 3.2 приведены схемы трубопровода, находящегося в упругой (рис. 3.2 а) и жестко-пластической (рис. 3.2 б) средах.
Как правило, и это подтверждено исследованиями, приведенными в [3], при «малых» начальных прогибах трубопровода критическая сила определяется в основном упругой работой грунта, в случае же «больших» начальных прогибов определяющей становится пластическая станция работы грунта. Применение в расчетах только одной из моделей грунта оправдано, пожалуй, только при определении величины критической силы для прямолинейного трубопровода. В других же случаях это может привести к искажению истинной картины взаимодействия трубопровода с грунтом, что, в свою очередь, приведет к погрешности при определении параметров напряженно-деформированного состояния и устойчивости конструкции. Поэтому в дальнейшем мы будем считать, что между перемещениями трубопровода и сопротивлением грунта существует билинейная зависимость, позволяющая учитывать как упругий, так и пластический характер отпора грунта (рис. 3.3). аналитически эта зависимость может быть представлена в виде [3]:
При исследовании устойчивости магистрального трубопровода как стрежневой системы обычно используют два классических метода определения величины критической силы: метод Эйлера, основанный на решении дифференциального уравнения упругой линии стержня, при заданных граничных условиях, и приближенные (энергетические) методы, основанные на решении уравнений энергетического баланса системы при заданных формах упругих линий стержней [3, 28, 50, 51]. При определении критической силы для прямолинейного подземного трубопровода его, как правило, рассматривают как стержень, находящийся в упруго-линейной среде, полагая, что его продольные перемещения настолько малы, что сопротивление грунта не достигает своего предельного значения
Анализ работоспособности трубопровода по прочности
Изменение геометрии трубопровода при его длительной эксплуатации в условиях болот и мерзлых грунтов меняет его напряженно-деформированное состояние, что предопределяет необходимость полного анализа уровня НДС с учетом физической и геометрической нелинейности системы «труба-грунт». Как показано в предыдущих главах определяющими напряжениями при эксплуатации магистралей в сложных условиях Западной Сибири являются продольные. Это определяет необходимость выявить возможность появления в стенке трубы осевых напряжений, превышающих допустимые, а также определить полный набор и диапазон изменения численных характеристик процессов, влияющих на деформацию. С этой целью проводится расчет напряжений (на прочность), возникающих при выпучивании трубопровода, по зависимостям главы 2 применительно к эксплуатации трубопроводов в водонасыщенных грунтах. Исследуется схема подъема трубопровода со следующими размерами внешнего диаметра и толщины стенки: 0 720 х 11,3 мм, 0 1020 х 12 мм, 0 1220 х 11,5 мм. При этом принимаются допущения, соответствующие наиболее простому из возможных вариантов взаимодействию трубы и контактирующего с ней грунта (рис. 4.1):
Полученные и представленные в таблицах результаты позволяют сделать следующие выводы:- изменение значений осевых напряжений может достигать величин, близких к пределу текучести стали, что снижает уровень надежности трубопровода; - осевые напряжения способны достигать значений, близких к значениям кольцевых напряжений; вызванных осесимметричным давлением транспортируемого потока. Это обстоятельство вступает в противоречие с положениями [79], что также влияет на уровень надежности трубопровода; - величина осевого напряжения переменна по длине трубы. Участки трубопровода, прилегающие к участкам плотного грунта, характеризуются повышенным уровнем напряжения; - изменение условий взаимодействия трубы с грунтом усложняют процессы деформации, что вызывает необходимость более детального исследования напряженно-деформированного состояния нефтепровода с учетом различных физико-механических свойств грунта.
Приведенные выводы необходимо учитывать при оценке работоспособности трубопроводов в сложных условиях, основные положения по расчету которой рассмотрены в разделе 2.3 данной работы.
Как было показано в главе второй вероятность безотказной работы Рр (важнейший показатель надежности) и вероятность отказа (соответствующего рассматриваемому предельному состоянию) - Р0 совпадают, соответственно, с вероятностью выполнения предельного неравенства (2.29) в любой момент расчетного срока службы трубопровода [0,/] и с вероятностью невыполнения (2.29) по крайней мере один раз на интервале времени [0,f]: P0=P[S R хотя бы раз на (0,t)] = P [max, S R} (4.1) pp =1-P0 =P[S R везде на (0,f)] = P [max, S R \ (4.2) где max,S - величина, определяемая как наибольшее значение S(t) - на интервале времени (0,/).
С учетом вышеизложенного задача оценки работоспособности трубопровода в сложных условиях решается одним из двух, формально различных, способов, а именно, посредством вероятностной оценки времени до разрушения или определения вероятности того, что в пространстве переменных точка (Q представляющая основные выходные и технологические параметры системы, попадает либо в область отказа $И, либо в область безотказной работы 3 Pfo=P[Qe4H]; Pp = P[QeZ] (4.3)
При этом необходимо рассматривать все возможные виды отказов, и, если какой-либо из возможных отказов остался без внимания, это может привести к нежелательным результатам. Согласно терминологии, используемой в вероятностных методах расчета, вероятность отказа Р0 это вероятность того, что в рассматриваемой конструкции возникает отказ хотя бы одного из возможных видов. Если событие, состоящее в появлении отказа /-го вида обозначить Et, то
Р0 =Р[Е, JE2 KJE KJ 1 (4.4)
где: операция объединения, обозначенная символом U, должна быть произведена по отказам всех возможных видов. Если нет уверенности в том, что рассмотрены все возможные отказы, то полученное значение Р0 является лишь нижней оценкой (т.е. определенной "не в запас") действительной вероятности отказа.
Похожие диссертации на Оценка параметров конструктивной надежности длительно эксплуатируемых трубопроводов Западной Сибири
