Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ методов и средств обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем нефтегазовой отрасли 14
1.1 Анализ нестационарности технологических параметров эксплуатации и безопасности трубопроводных систем 14
1.2 Надежность и безопасность эксплуатируемых трубопроводных систем 24
1.3 Анализ методов обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем 31
1.4 Проблемы обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем нефтегазовой отрасли 34
Выводы по главе 1 40
2. Исследование напряженно-деформированного состояния трубопроводов и опенка безопасности эксплуатации трубопроводных систем в условиях изменения режима перекачки продукта включением (отключением) гшрекачивающих агрегатов 41
2.1 Основные исходные положения определения напряженно-деформированного состояния трубопроводов и метод оценки их безопасности в условиях изменения режима перекачки на основе установления уровня напряжений 41
2.2 Исследование уровня напряжений в стенке трубы в сечении резкого изменения внутреннего давления и оценка безопасности трубопровода 48
2.3 Исследование напряженно-деформированного состояния стенки трубы в сечении соединения с арматурой и оценка безопасности 68
2.4 Исследование напряженно-деформированного состояния труб в сечении их соединения с разными толщинами стенок и определение параметров безопасности 81
2.4.1 Действие повышенного давления на участке трубопровода с номинальной (минимальной) толщиной стенки 82
2.4.2 Действие повышенного давления на участке трубопровода с толщиной стенки больше номинальной 106
2.5 Исследование напряженно-деформированного состояния стенки трубы на участке соединения с арматурой при использовании вставки промежуточной толщины 124
2.5.1 Действие на всем участке исследования повышенного давления 125
2.5.2 Действие на участке трубопровода с номинальной толщиной стенки повышенного давления 140
2.5.3 Действие во вставке повышенного внутреннего давления 146
2.5.4 Действие на всем расчетном участке нормативного давления 151
Выводы по главе 2 156
3. Исследование и обеспечение безопасности эксплуатации трубопроводных систем на основе регулирования режима перекачки продукта 158
3.1 Расчет напряжений в стенке трубы и обеспечение безопасности трубопровода в условиях изменения внутреннего давления на ограниченном его участке регулированием режима перекачки 159
3.2 Расчет напряжений в стенке труб и обеспечение безопасности в условиях изменения внутреннего давления на достаточно протяженном участке трубопровода 167
3.3 Исследование и обоснование параметров снижения волны давления в зонах соединения трубопровода с арматурой
3.3.1 Снижение волны высокого давления начиная от сечения соединения трубопровода с арматурой 185
3.3.2 Повышение внутреннего давления начиная от сечения соединения трубопровода с арматурой 198
3.4 Исследование влияния изменений давления в полости
трубопровода на его безопасную эксплуатацию при наличии
соединения труб с разными толщинами стенок 214
3.4.1 Повышенное давление на участке с номинальной толщиной стенки трубы 214
3.4.2 Повышенное давление на участке трубопровода с толщиной стенки больше номинальной 234
Выводы по главе 3 242
4. Исследование и определение параметров регулирования режима перекачки продукта, обеспечивающих безопасность эксплуатации трубопроводных систем 244
4.1 Общие положения 244
4.2 Анализ зависимостей между параметрами перекачки нефти
в условиях изменения производительности трубопровода 247
4.3 Определение безопасных параметров изменения производительности перекачки для участка трубопровода из труб с равными толщинами стенок 252
4.4 Определение безопасных параметров изменения производительности перекачки для участка трубопровода, имеющего соединение труб с разными толщинами стенок 265
4.5 Безопасные параметры изменения производительности перекачки для участка нефтепровода, имеющего запорную арматуру 272
4.6 Оценка экономической эффективности применения магистральных насосных агрегатов с частотно-регулируемым электроприводом 280
Выводы по главе 4 290
5. Исследование и разработка безопасного и оптимального режима перекачки в условиях недозагрузки магистрального нефтепровода 293
5.1 Анализ эксплуатации оборудования НПС при недозагрузке магистральных нефтепроводов 293
5.2 Влияние числа пусков-остановок насосных агрегатов на безопасность их эксплуатации 296
5.3 Определение безопасных технологических параметров перекачки с остановками насосных агрегатов для накопления нефти в резервуарах нефтеперекачивающей станции 298
5.4 Оценка риска аварий и составление структуры затрат в условиях перекачки нефти с остановками насосных агрегатов для её накопления в резервуарах нефтеперекачивающей станции 305
5.5 Определение оптимального и безопасного режима работы нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода с
учетом риска аварий 316
Выводы по главе 5 322
6. Исследование и разработка эффективных методов и средств обеспечения безопасности эксплуатации магистрального трубопровода в условиях аварийной остановки перекачки и ремонта поврежденного участка трубопровода 324
6.1 Обеспечение безопасности эксплуатации магистрального нефтепровода оптимальным размещением линейной запорной арматуры 324
6.2 Эффективная и безопасная откачка нефти из полости повреждённого участка магистрального нефтепровода 332
6.3 Усовершенствование технологии извлечения на поверхность участка подземного трубопровода 340
6.4 Повышение эффективности правки концов труб перед их сваркой встык 344
6.5 Выбор рациональных параметров центровки участков трубопровода
при ремонте с заменой дефектного участка 352
Выводы по главе 6 358
Основные выводы 360
Список использованных источников
- Анализ методов обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем
- Исследование напряженно-деформированного состояния труб в сечении их соединения с разными толщинами стенок и определение параметров безопасности
- Расчет напряжений в стенке труб и обеспечение безопасности в условиях изменения внутреннего давления на достаточно протяженном участке трубопровода
- Безопасные параметры изменения производительности перекачки для участка нефтепровода, имеющего запорную арматуру
Введение к работе
Актуальность темы исследования. При создании опасных
производственных объектов (ОПО) на стадии проектирования для обеспечения
прочности, долговечности и заданных уровней рисков используют систему
запасов прочности. Технологические режимы ряда этих объектов при
эксплуатации характеризуются отклонениями от проектных,
сопровождающимися повышенным уровнем напряженно-деформированного состояния сооружений ОПО и снижением коэффициентов запасов прочности. При этом риски возникновения аварийных ситуаций возрастают. Это особенно наглядно проявляется в таких протяженных объектах, как трубопроводные системы. В связи с этим проблема обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем транспортировки углеводородного сырья с учетом дальнейшего развития нефтегазовой отрасли является весьма актуальной.
Основными причинами нарушения безопасности трубопроводных систем являются высокий уровень механических напряжений в металле изделий и его изменения вследствие нестационарности технологических параметров эксплуатации. При этом заданный при проектировании ресурс ОПО становится неактуальным и может изменяться в сторону уменьшения в широких пределах, что требует разработки комплекса мер по обеспечению промышленной безопасности трубопроводных систем в указанных условиях эксплуатации. С учетом тяжелых последствий возможных аварий на трубопроводных системах необходимо проведение исследований, направленных на разработку методов и средств снижения техногенных рисков и затрат на ремонтно-восстановительные работы.
Методологической основой решения проблем безопасности трубопроводных систем являются работы ведущих специалистов отраслевых институтов (ВНИИСТ, Гипротрубопровод, ИПТЭР), академических институтов (ИМАШ им. А.А. Благонравова РАН, ИМЕТ им. А.А. Байкова РАН), лабораторий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина), Центра диагностики «Диаскан», специалистов ОАО «АК «Транснефть», других научных центров страны.
Аналитической основой решения задач по расчету на прочность труб и безопасности трубопроводных систем являются методы механики деформируемых систем и обеспечения их надежности и безопасности, развитые Лякишевым Н.П., Махутовым Н.А., Москвитиным Г.В., Морозовым Е.М., Пермяковым В.Н., Стекловым О.И., Зайнуллиным Р.С. и другими учеными.
Решению проблемы развития методов обеспечения безопасности оборудования трубопроводных систем посвящены исследования ведущих отечественных ученых: Абдуллина И.Г., Аскарова P.M., Байкова И.Р., Березина В.Л., Бородавкина П.П., Бугая Д.Е., Быкова Л.И., Гареева А.Г., Гумерова А.Г., Гумерова К.М., Зарипова P.M., Иванцова О.М., Идрисова Р.Х., Коробкова Г.Е., Клейменова А.В., Кузеева И.Р., Ларионова В.А., ЛисановаМ.В., Макаренко О.А., Мугаллимова Ф.М., Мустафина Ф.М., НугаеваР.Я., Пашкова Ю.И., Печеркина А.С., Султанова М.Х., Сущева СП., Фокина М.Ф., Хусниярова М.Х. и др.
Основные научные исследования по диссертационной работе выполнены в рамках реализации комплексного проекта НИОКР с ОАО ЧЭАЗ (Чебоксарский электроаппаратный завод, г. Чебоксары) «Разработка и организация серийного производства мощных высоковольтных частотно-регулируемых приводов (ВЧРП)» (2010-2012 гг.), выполнения НИР «Разработка методики оценки эффективности применения частотно-регулируемого электропривода на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» (2011-2015 гг.).
Цель работы - разработка комплексной системы обеспечения промышленной безопасности эксплуатации трубопроводных систем на основе снижения уровня нестационарности их напряженно-деформированного состояния и обеспечения заданных уровней риска.
Для решения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:
- разработка метода оценки безопасности эксплуатации трубопроводных
систем в условиях изменения режима перекачки углеводородного сырья
включением (отключением) магистральных перекачивающих агрегатов;
обеспечение безопасности эксплуатации трубопроводных систем регулированием технологических параметров режима перекачки углеводородного сырья;
оценка экономической эффективности обеспечения безопасности эксплуатации регулированием режима перекачки;
- разработка безопасного и оптимального режима перекачки в условиях
недозагрузки магистрального трубопровода;
разработка метода обеспечения безопасности эксплуатации магистрального нефтепровода оптимальным размещением линейной запорной арматуры;
- разработка средств и способов обеспечения безопасности эксплуатации
трубопроводных систем в условиях аварийной остановки перекачки и ремонта
поврежденного участка трубопровода.
Методы решения поставленных задач
При решении задач использовались современные методы системного анализа, математического моделирования, теории управления рисками, теории упругости и математической статистики.
Научная новизна результатов работы
1. Впервые получены аналитические зависимости запасов прочности трубопроводных систем от нестационарности технологических параметров эксплуатации, включающие величину локального повышения давления в трубопроводе, геометрические характеристики труб и их соединений, механические свойства металла труб. Установлено, что в реально действующих трубопроводах локальное повышение внутреннего давления на 25 % от рабочего снижает запасы прочности участков трубопровода из труб одинаковой толщины стенок в 1,7 раза, при наличии соединения труб с разным соотношением толщин стенок запасы прочности снижаются до 1,9 раза и
соединения трубы с оборудованием, имеющим абсолютную жесткость на деформацию, - в 2,7 раза. Получена зависимость оптимальной длины вставки промежуточной толщины между оборудованием и трубопроводом от соотношений толщин стенок сопрягаемых элементов, обеспечивающей снижение максимальных напряжений в опасном сечении и повышение запасов прочности до 1,5 раза.
2. Научно доказано, что применение частотно-регулируемых электроприводов (ЧРЭП) магистральных насосных агрегатов в условиях нестационарности технологических параметров эксплуатации обеспечивает безопасность эксплуатации трубопроводных систем. Установлено соотношение между величиной локального повышения давления и протяженностью участка трубопровода, на котором происходит изменение давления в его полости, при которой достигается наибольшее снижение напряжений. Регулирование параметров изменения режима перекачки позволяет повысить запасы прочности участка трубопровода с постоянной толщиной стенки от 1,2 до 30,0 раз; имеющего соединение труб с разными толщинами стенки - от 1,2 до 2,4 раза и соединения трубопровода с жестким на деформацию оборудованием - от 1,1 до 1,5 раза.
3. Получены аналитические зависимости параметров регулирования режима перекачки в условиях изменения производительности трубопровода, обеспечивающие приемлемый запас прочности и предотвращение недопустимых деформаций от геометрических характеристик труб, их соединений и механических свойств металла труб.
-
Впервые предложена модель оценки экономической эффективности обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем с использованием ЧРЭП определением суммарных затрат на эксплуатацию, основанной на учете снижения риска аварий.
-
Получена целевая функция суммарных затрат на перекачку нефти в условиях недозагрузки магистрального нефтепровода, связывающая объемы продукта и параметры режима его транспортировки за заданный промежуток
времени с учетом количества остановок насосных агрегатов для накопления нефти в резервуарах, решение которой позволяет определить оптимальный режим перекачки жидкости и при этом обеспечить минимальный приемлемый уровень риска аварий.
6. Установлена аналитическая зависимость риска аварий от координат размещения запорной арматуры на линейной части магистрального нефтепровода, позволяющая определить оптимальное размещение запорной арматуры по критерию минимума риска аварии.
На защиту выносятся:
- метод оценки безопасности эксплуатации трубопроводных систем в
условиях нестационарности технологических параметров;
метод обеспечения безопасности эксплуатации магистрального трубопровода на основе регулирования режима перекачки;
рациональные параметры регулирования режима перекачки с целью достижения наибольшего повышения запасов прочности труб;
метод оценки экономической эффективности обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем средствами регулирования режима перекачки;
метод определения оптимального режима перекачки продукта с учетом риска аварии в условиях недозагрузки трубопровода;
метод обеспечения безопасности эксплуатации магистрального нефтепровода оптимальным размещением линейной запорной арматуры;
- оригинальные способы и средства обеспечения безопасности и
эффективности ремонтно-восстановительных работ.
Теоретическая и практическая значимость результатов работы 1. Разработан метод оценки напряженно-деформированного состояния, запасов прочности и ресурса трубопроводных систем в зависимости от нестационарности технологических параметров эксплуатации и особенностей геометрических характеристик труб и их соединений.
-
Предложена концепция обеспечения приемлемых запасов прочности и риска аварии регулированием режима перекачки магистральными насосными агрегатами, оснащенными ЧРЭП. Определены рациональные параметры регулирования режима перекачки, при которых обеспечиваются приемлемые запасы прочности и риск аварий. Выполнена оценка экономической эффективности применения ЧРЭП.
-
Разработан метод обеспечения приемлемого риска аварии и минимума суммарных затрат на перекачку в условиях недозагрузки магистральных нефтепроводов. Подтверждена возможность обеспечения безопасности эксплуатации линейной части магистральных нефтепроводов оптимальным размещением запорной арматуры. Созданы оригинальные (патенты № 54414, № 2345875), технико-экономически эффективные методы ремонтно-восстановительных работ, обеспечивающие безопасность эксплуатации трубопроводных систем.
-
Результаты работы использованы при разработке отраслевых нормативных документов: Руководящий документ «Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН» (РД 153-39.4Р-124-02), Стандарт организации «Правила технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений перекачивающих станций ОАО «АК «Транснефтепродукт» (СО 02-04-АКТНП-008-2005).
-
Разработан и принят к использованию стандарт предприятия ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» «Методика расчета на прочность трубопроводов с учетом локальных значений коэффициентов запасов прочности в условиях изменения производительности при включении и отключении перекачивающих агрегатов».
-
Разработанный метод расчета запасов прочности и риска аварий трубопроводных систем от нестационарности технологических параметров эксплуатации используется при проведении занятий в УГНТУ по дисциплинам «Управление безопасностью сложных технических систем как иерархических
систем на основе расчета рисков», «Основы теории расчета техногенных рисков» для магистрантов, обучающихся по направлению 15.04.02 «Технологические машины и оборудование» по программе «Обеспечение промышленной безопасности опасных производственных объектов нефтегазовой отрасли» с целью формирования базы знаний по обеспечению промышленной безопасности нефтегазовой отрасли.
Достоверность проведенных исследований обеспечивается использованием проверенных современных методов расчета, высокой степенью совпадения результатов расчета, полученных разными методами. Достоверность результатов основана на применении широко и успешно используемых методов исследования и многолетнем опыте обеспечения безопасности объектов нефтегазовой отрасли.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на III Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа,
2001 г.); Юбилейной научной конференции «Молодые ученые Волго-
Уральского региона на рубеже веков» (г. Уфа, 2001 г.); конференции
«Перспективы развития трубопроводного транспорта России» в рамках X
Международной специализированной выставки «Газ. Нефть - 2002» (г. Уфа,
2002 г.); тематической секции «Энергоэффективные технологии» в рамках IV
Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2003 г.); научно-
практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в
рамках IV Российского энергетического форума «Уралэнерго - 2004» (г. Уфа,
2004 г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения
надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в
рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2005 г.);
научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливно-
энергетического комплекса» (г. Уфа, 2007 г.); Международной учебно-научно-
практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2007» (г. Уфа,
2007 г.); Международной научно-практической конференции «Нефтегазовый
комплекс в условиях индустриально-инновационного развития Казахстана»,
посвященной 20-летию независимости Республики Казахстан (г. Атырау,
2011г.); научно-практической конференции «Проблемы и методы
обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2012» (Уфа, 2012 г.); XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2012 г.); V Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (г. Тюмень, 2012 г.); Международной научно-практической конференции «Экология и нефтегазовый комплекс», посвященной 80-летию академика Национальной академии наук Республики Казахстан, доктора геолого-минералогических наук, профессора М. Д. Диарова (г. Атырау, 2013 г.); Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2014 г.); VIII Казахстанско-Российской международной научно-практической конференции «Математическое моделирование в научно-технологических и экологических проблемах нефтегазовой отрасли» (г. Атырау, 2014 г.); 10-а международна научна практична конференция «Новината за напреднали наука» (г. София, 2014 г.); VIII Международной (XIX Всероссийской) конференции по автоматизированному электроприводу АЭП-2014 (г. Саранск, 2014 г.); XIV Международной научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2014 г.); I Международной научно-практической конференции «Основы проектирования опасных производственных объектов» (г. Уфа, 2014 г.); Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2015 г.).
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 73 научных трудах, в том числе в 1 монографии и 23 статьях в
ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 248 наименований, 1 приложения. Работа изложена на 394 страницах, содержит 112 таблиц, 81 рисунок.
Автор выражает благодарность своему научному консультанту д.т.н., профессору И. Р. Кузееву, а также д.т.н., профессору А. Г. Гумерову, коллегам из Уфимского государственного нефтяного технического университета за помощь и ценные советы при выполнении и оформлении диссертационной работы.
Анализ методов обеспечения безопасности эксплуатации трубопроводных систем
К трубопроводным системам нефтегазовой отрасли, эксплуатирующимися в наиболее сложных и жестких режимах, относятся магистральные трубопроводы, перекачивающие углеводородное сырье (УС).
Эксплуатация магистральных трубопроводов (МТ) включает процессы приема, перекачки и сдачи продукта, а также техническое обслуживание и ремонт их объектов. Безопасность трубопроводов и оборудования, надежность и экономичность работы сооружений и оборудования, экологическая безопасность объектов, разработка и внедрение мероприятий по сокращению потерь УС (нефть, нефтепродукты и газ), экономии ресурсов, освоение новой техники и технологии являются основополагающими условиями, которые должны быть обеспечены при эксплуатации магистральных трубопроводов. Для обеспечения надежного и безопасного ведения технологического процесса перекачки разрабатываются технологические регламенты на технологические режимы работы МТ, порядок ведения технологического процесса перекачки, включающего пуск и остановку МТ, отдельных нефтеперекачивающих станций (НПС), насосных агрегатов, переход с одного режима на другой при изменении производительности перекачки, организацию режимов перекачки в условиях снижения загрузки, управление трубопроводом и контроль технологического процесса и др. Таким образом, в трубопроводах по разным причинам происходят изменения расхода перекачки с нестационарными технологическими параметрами эксплуатации.
Первоочередным требованием, предъявляемым к технологическому режиму перекачки, является обеспечение перекачки продукта с требуемой производительностью и наименьшими эксплуатационными затратами. Основные параметры и их значения, которые задаются технологическим режимом перекачки: производительность МТ, количество работающих магистральных насосных агрегатов на каждой нефтеперекачивающей станции; рабочее давление на приеме, до и после регулятора давления; максимальное разрешенное давление на нагнетании насосов и максимально допустимая нагрузка на электродвигатель насосного агрегата. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (МН) [1] требуют, чтобы при пусках, остановках и переключениях насосных агрегатов давления в полости нефтепровода не превышали значений, разрешенных технологическими картами. В указанных Правилах отмечается, что в целях уменьшения циклических напряжений в металле труб и оборудования, повышения их долговечности необходимо обеспечить наиболее длительную работу нефтепровода на заданном технологическом режиме, избегая значительных колебаний давления - остановок одного или двух насосных агрегатов, остановки перекачки нефти. Аналогичные требования содержат Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов [2]. Несмотря на указанные требования на магистральных трубопроводах и на отдельных их участках происходят, а иногда достаточно резкие, изменения режима перекачки или изменения скорости движения нефти. Изменения режима перекачки больше всего происходят с учетом требования к технологическому режиму перекачки нефти по обеспечению заданной производительности МТ. Количество таких изменений режима перекачки для каждого конкретного МТ или его отдельного участка имеет свое значение. Для некоторых МТ и его участков изменения режима перекачки могут достигать 350 раз или более в год. Анализ показывает, что эти изменения режима перекачки могут быть вызваны не только изменениями производительности МТ, но и другими технологическими и эксплуатационными факторами - отключение насоса или НПС из-за отказов электрооборудования, электроснабжения и механической их части, отказы линейной части МТ [3, 4]. В связи с этим и с учетом требований к технологическому режиму перекачки по эксплуатационным затратам к магистральным насосам и оборудованиям НПС, предъявляются достаточно высокие необходимые требования к их надежности и экономичности. Этим высоким требованиям наилучшим образом отвечают центробежные насосы, которые получили распространение на магистральных нефтепроводах [5]. В настоящее время на НПС больше всего эксплуатируются магистральные центробежные насосы типа НМ номинальной подачей от 1250 до 10000 м /ч. Основными видами электрооборудования НПС являются электроприводы насосных агрегатов и силовые трансформаторы, выключатели и др.
Одним из факторов, влияющих на режим перекачки и характеризующих условия эксплуатации оборудования НПС, является изменения физических свойств перекачиваемой нефти (плотности и вязкости). Изменения свойств нефти происходят при сезонных изменениях температуры воздуха и при перекачке нефти из разных месторождений.
Теории движения жидкости и газа в действующих трубопроводах посвящены ряд известных работ. Основы теории неустановившегося движения реальной жидкости в трубопроводах изложены в работе [6]. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа изложено в [7]. Проблемы регулирования технологических режимов магистральных нефтепроводов рассмотрены в работе [8].
Результаты стендовых испытаний нестационарного течения жидкости представлены в статье [9]. Указывается, что волны повышения давления возникают при запуске и остановке насосов, полном и частичном перекрытии полости трубопровода.
В статье [10] определяется крутизна фронта волны давления, создаваемой в процессе регулирования режима перекачки изменением частоты вращения ротора насоса и дросселированием потока. Оценивается влияние диаметра трубопровода, подачи насосов, количество насосов с регулируемым приводом и т.д. на крутизну фронта волны.
Исследование напряженно-деформированного состояния труб в сечении их соединения с разными толщинами стенок и определение параметров безопасности
В таблице 2.6 представлены значения запасов прочности пв, щ и долговечности Np для бездефектного трубопровода с наружным диаметром 1020мм и толщиной стенки 12 мм при ат =500,0 МПа металла трубы, —=0,25, различных зна Р чениях предела прочности ов металла трубы в условиях изменения внутреннего давления от нуля до (р + Ар). Таблица 2.6 - Зависимости пв, Щ и Np от тв и р при изменении внутреннего давления от нуля до (р + Ар)
Так, например, для анализируемого варианта повышение предела прочности металла трубы от 550,0 до 700,0 МПа привело к росту запаса прочности пв в 1,3 раза, а долговечности Np в 18 раз. Увеличение внутреннего давления/? от 2,5 до 3,0 МПа при ов =590,0 МПа для рассматриваемого трубопровода привело к снижению Np в 11 раз. Увеличения Ар/р существенно снижает пв, щ и Np. Расчеты также показали, что с увеличением толщины стенки возможно значительно повысить показатели безопасности трубопровода. Так, например, при ое =590,0 МПа,
В таблице 2.7 даны значения запасов прочности пв и щ, долговечности Np для бездефектного трубопровода с наружным диаметром 1020 мм и толщиной стенки 12 мм при 7Т =500,0 МПа, различных значениях р и ов в условиях изменения внутреннего давления от нуля до/?.
Увеличение 7в повышает пв и Np, а увеличение р приводит к снижениям пв, щ и Np. Так, например, повышение ов от 600,0 до 700,0 МПа в условиях, рассмотренных в таблице 2.7, приводит к увеличению пв в 1,17 раз, Л , при этом возрастает в 5,44 раз. Увеличение/? от 3,0 до 4,0 МПа связано со снижением пв в 1,33 раз, щ в 1,33 раз, долговечность Np при этом снижается в 43,90 раз. При тв =590,0 МПа, тг =380,0 МПа, снижении внутреннего давления от нуля до р=2,5 МПа для трубопровода с наружным диаметром 1020 мм увеличение толщины стенки от 11 мм до 13 мм приводит к повышениям пв и щ в 1,18 раза и Np в 6,6 раза. Определим долговечность Np при условии возникновения упругих и пластических деформаций в металле труб.
При изменении давления от нуля до рабочего р имеем сг =0 и с"max = ащ &жв.м. Долговечность Np определяется по (2.45), а порядок определения ёжвм и пв изложен при анализе случаев отсутствия пластических деформаций в металле труб.
В таблице 2.8 даны значения запасов прочности пв и щ,, долговечности Np для бездефектного трубопровода с наружным диаметром 1020 мм и толщиной стенки 11 мм при сгг =310,0 МПа, различных предела прочности те, поперечного сужения у/, режимах эксплуатации р и /р/р в условиях изменения внутреннего давления от р до (р+Ар) и наличия упруго-пластических деформаций металла трубы.
В таблицах с результатами вычислений значений числа циклов до разрушения Np, приведенных в данной работе, знак « - » обозначает отсутствие вычисленных значений указанного параметра для рассматриваемого варианта в соответствии с принятыми нами условиями расчета и анализа.
Данные, указанные в таблице 2.8 показывают, что увеличения/?, параметра ЬрІ р приводят к снижениям запасов прочности пв, щ и долговечности Np. Так, например, увеличение р от 4,5 МПа до 5,5 МПа при =0,25, тв =550,0 МПа, р 1/ =0,45 приводит к снижениям пв в 1,2 раза, а долговечности в 12 раз. Повышение предела прочности ов от 500,0 МПа до 650,0 МПа увеличивает пропорционально запас прочности пв в 1,3 раза, а долговечность Np при/?=4,5МПа, .=0,25, р 1//=0,45 увеличивается в 33 раза для рассматриваемого бездефектного трубопровода 0 1020 х 11 мм. Увеличение у/ связано с повышением долговечности. Так, например, при/?=4,5МПа, .=0,25, тв= 500,0 МПа увеличение у/ от 0,35 до 0,65 р приводит к росту NPB 1,4 раза. Увеличение толщины стенки труб приводит к значительному повышению безопасности трубопровода. Представим количественные показатели повышения безопасности. Так, например, при ов= 550,0 МПа, диаметром 1020 мм от 10 мм до 12 мм, т.е на 2 мм приводит к росту запаса прочности пв в 1,2 раза, а увеличение толщины стенки от 12 мм до 14 мм, т.е. то же на
2 мм приводит к росту запаса прочности в 1,17 раза. Долговечность трубопровода при увеличении толщины стенки от 10 мм до 12 мм возрастает 12 раз, а при увеличении толщины стенки от 12 мм до 14 мм долговечность возрастает 8 раз. Эти расчеты показывают, что применение толстостенных труб является одним из возможных способов повышения безопасности трубопроводных систем. Полученные нами аналитические зависимости позволяют количественно оценить влияние толстостенных труб на безопасность трубопроводов.
Расчет напряжений в стенке труб и обеспечение безопасности в условиях изменения внутреннего давления на достаточно протяженном участке трубопровода
В соответствии с (2.16), (2.28), (2.33) для конкретного трубопровода закономерности изменений указанных безразмерных параметров от геометрических характеристик соединяемых между собой труб (8Х и 8Н) и параметров внутреннего давления (р, Ар) в полной мере определяют закономерности изменений наибольших напряжений изгиба, кольцевых напряжений и эквивалентных напряжений от указанных параметров 5Ь 5Л)риАр. труб с коэффициентом Пуассона v = 0,3. Представленные графики на рисунке 2.8 и выполненные нами расчеты показали, что для исследуемого варианта увеличение отношения 8118н приводит к снижению напряжений. Причем снижение напряжений изгиба с увеличением 5Х18Н происходит более интенсивно, чем кольцевые и эквивалентные напряжения. Увеличение Ар/р приводит к росту напря жений. Так, например при — = 1,1 увеличение Ар/р от 0,3 до 0,5 приводит к повышению напряжений изгиба в 2 раза, кольцевых напряжений в 1,2 раза и эквивалентных напряжений в 1,3 раза.
Увеличение 8118н при зафиксированном Ар/р приводит к снижению напряжений потому, что при этом уменьшается wl, уменьшается разность между wl и wH, в результате чего уменьшается напряжения изгиба. Увеличение 81/8н приводит также к снижению наибольших кольцевых напряжений из-за уменьшения wl.
Увеличение напряжений с увеличением Ар/р (таблица 2.37) вызвано тем, что увеличение Ар/р приводит к увеличению разности между wln wH (т.к. с возрастанием Ар/р прогиб wl возрастает), что приводит к росту напряжений изгиба. Кроме того растут кольцевые напряжения с увеличением wl.
В таблице 2.38 даны зависимости напряжений тн, зщс, Уэквм, запасов прочности пв, Щ от 8118н при 5Н=10 мм,/? = 4,0 МПа, различных /Арір для трубопровода с наружным диаметром 720мм в случаях wl wH.
Расчеты по полученным аналитическим зависимостям показывают, что в сечении сопряжения труб с разными толщинами и резким изменением внутреннего давления в этом сечении приводят к возникновению высоких напряжений в металле труб. Так, например, для трубопровода с наружным диаметром 1020 мм и имеющего соединения труб с толщинами стенки S1 = 12 мм и SH =10 мм, при рез 116 ком изменении давления в сечении соединения труб от 5,0 МПа до 6,5 МПа (давление 6,5 МПа на участке с Sl = 12 мм) максимальные эквивалентные напряжения составляют 301,9 МПа при JKH.C= 252,5 МПа. На рисунке 2.15 представлены графические зависимости пв и Щ от tsplр
Напряжение изгиба определяется в соответствии с (2.15) и имеет знак плюс во внутренней поверхности труб. Для вычисления напряжения изгиба в стенке трубы с толщиной стенки ан имеем формулу (2.16), где тщ определяется по (2.17). Здесь безразмерный параметр напряжения изгиба вычисляется для трубы с толщиной стенки 8Х по формуле
Кольцевые напряжения от действия продольного напряжения ои определяются из соотношения (2.20), где безразмерный параметр (Ущ.и определяется по отдельности для трубы с толщиной стенки Si и с толщиной стенки дн. При толщине стенки Si имеем (2.68) меньше w„, определяемого по (2.67). Из графиков видно, что увеличение 8l 18Н связано с ростом напряжений изгиба и максимальных эквивалентных напряжений. Причиной этому является то, что увеличение Sl 18Н приводит к повышению разности между прогибами стенки труб жх и ж2. А повышение разности между жх и ж2 вызывает рост указанных напряжений в стенках труб. Увеличение Ар I р приводит к снижению напряжений изгиба и максимальных эквивалентных напряжений, вызванные тем, что увеличение tsplр приводит к росту жх и приближении этого прогиба к прогибу w„, что существенно снижает изгибные напряжения. Наибольшие кольцевые напряжения, возникающие от увеличения радиуса под давлением для рассматриваемого варианта зависят несущественно от увеличения tsplр. В результате с увеличением tsplр снижаются изгибные напряжения, суммарные кольцевые напряжения (которые определяются с учетом снижающихся изгибных напряжений) и эквивалентные напряжения.
Расчеты и представленные графики (рисунки 2.16, 2.17) и таблицы 2.40, 2.41 показывают, что с увеличением tsplр более существенно снижается напряжение изгиба. Причем с увеличением Sl/8H влияние tsplp на величину напряжения из гиба становится меньше. Так, например, при —=1,3 увеличение tsplр от 0,1 до
Рассмотрим соединение трубы с арматурой с применением между трубопроводом с номинальной толщиной стенки и арматурой вставки промежуточной толщины. В соответствии с нормативными требованиями [53], длина вставки должна быть не менее 250 мм. Использование вставок промежуточной толщины или переходников предусмотрены [55] с целью снижения локальных напряжений в сечениях соединения труб с разными толщинами стенок. Сечения, где возникают повышенные напряжения, в исследуемом случае использования вставки между арматурой и трубопроводом с номинальной толщиной стенки две - соединение арматуры со вставкой и соединение вставки с трубопроводом с номинальной толщиной стенки. Если длина вставки -в больше длины w = 2J RS 5 то расчет соединения арматуры со вставкой производится по аналитическим выражениям, представленным в разделе 2.3, а расчет соединения вставки с трубопроводом - по выражениям, представленным в разделе 2.4. В случае, когда длина вставки е меньше длины w, происходит влияние деформации стенки вставки вблизи сечения соединения ее с арматурой на деформацию стенок вставки и трубопроводов в месте их соединения
Безопасные параметры изменения производительности перекачки для участка нефтепровода, имеющего запорную арматуру
Сравнение результатов определения напряжений по расчетным формулам и методом конечных элементов показывает достаточно хорошую их сходимость. В связи с этим можно заключить, что полученные в результате аналитических исследований расчетные формулы позволяют определить достоверные значения напряжений сг„, Ущ.с. и &эк&м в стенке трубопровода в условиях изменения режима перекачки.
В таблице 3.37 даны зависимости параметров напряжений О" и 7 О" кц.с И СТэкв.м от ао при различных /Spl р и д1/дн в сечении соединения труб с разными толщинами стенок.
На рисунке 3.22 представлены графические зависимости наибольших напряжений аэкв м в сечении соединения труб с разными толщинами стенки от протяженности о для трубопровода с наружным диаметром 1220 мм и номинальной толщиной стенки 14 мм при различных /Арір и д118Н.
Увеличение о, как видно из представленных графиков, приводит к снижениям напряжения тэквм, повышениям запасов прочности и снижениям риска. Повышения Sl/dH и Арі р связано с возникновением более высоких напряжений в трубопроводе.
Полученные в работе аналитические выражения позволяют количественно оценить влияние Aplp Sl/dH и о на уровень напряжений в трубопроводе и безопасность сооружения.
Оценим долговечность трубопровода Np по (2.58) при о т и плавном изменении внутреннего давления от р до (р + Ар). Наименьшее напряжение
В выше представленных трех таблицах значения А даны только для условий отсутствия в металле труб пластических деформаций, т.к. значения А определены с использованием формул для случаев сгтах аг.
Анализ данных, представленных в таблице 3.38, таблице 3.39 и таблице 3.40 показывает, что с увеличением 0 происходит повышение запасов прочности %, щ и долговечности Np. Так, например, в условиях изменения внутреннего дав ления от нуля до (р+Ар) при — = 0,2 увеличение от 58,0 см до 174,0 см приво Р дит к повышению запасов прочности в 1,1 раз, долговечности - в 3,0 раза. Повышение Арір приводит к снижениям запасов прочности и долговечности. Так, например, повышение Арір от 0,1 до 0,5 в условиях изменения внутреннего давления от нуля до (р+Ар) приводит к снижению запасов прочности до 1,3 раза, долговечности - до 20 раз.
Увеличение толщины стенок труб повышает запас прочности и долговечность системы трубопроводов. Выполненные нами расчеты показали, что для анализируемого трубопровода при указанных выше исходных данных повышение толщины стенок труб приводит к пропорциональному повышению запасов прочности пв и Щ. Повышение долговечности зависит от характера изменения внутреннего давления. При =116 см, — = 0,25 и изменении толщины стенки в 1,2 раза в условиях изменения внутреннего давления от р до (р+Ар) долговечность А повышается в 10 раз, в условиях изменения давления от нуля до р долговечность повышается в 7,0 раз, а в условиях в условиях изменения давления от нуля до (р+Ар) долговечность повышается порядка 8 раз.
Оценим долговечность Np с учетом пластических деформаций металла труб. При повышении давления в трубопроводе от/? до (р+Ар) можно записать
В таблице 3.43 принято тт =358,0 МПа. При вычислениях для таблиц в случае сгтах сгг значения Np не определены. Анализ данных в таблицах показывает повышение пв, щ иNp при увеличении 0. Увеличение ц/ связано также с некоторым повышением Np. Анализ изменений напряжений и запасов прочности в зависимости от протяженности 0 показывает, что рациональное значение этой протяженности может быть определено по (3.34).
Рассмотрим схему нагружения, приведенную на рисунке 3.25. В сечении х = о имеется соединение труб с толщинами д1 и 5Н, причем левее сечения х = о трубопровод имеет номинальную толщину стенки 8Н, а правее - сечения х = о -толщину д1, которая больше 8н. стенка трубопровода срединная поверхность трубопровода
Расчетная схема деформации стенки трубопровода в зоне соединения труб с толщинами стенки дн и д1 (8Н 81) в условиях нагружения повышенным давлением участка трубопровода с толщиной стенки Sl
Участок трубопровода с толщиной стенки зг нагружена внутренним давлением (р + Ар), а на участке с толщиной 8Н, начиная от х = О вправо протяженностью 0, давление линейно повышается отр до (р + Ар). На участке х о давление равно (р + Ар). Определим наибольшие напряжения изгиба и кольцевые напряжения в характерных сечениях х = 0 и х о, в которых возникают наибольшие напряжения. По условию задачи деформация стенки трубы в сечении х = 0 влияет на деформацию трубы в сечении х 0, т.е. имеем i iw. Общее решение дифференциального уравнения изгиба стенок трубы на участке 0 х о примем в виде (2.101), где частное решение имеет вид: