Прогнозирование развития повреждений на магистральных газопроводах под воздействием динамической нагрузки тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Воронин, Константин Сергеевич

• Воронин, Константин Сергеевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Воронин, Константин Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Состояние и проблемы эксплуатации магистрального 8 газопровода.

1.2. оценка опасности повреждений трубопроводов

1.3. Анализ работы дефектных участков газопроводов

1.4. Основные виды дефектов и определение их влияния на 17 прочность трубопроводов.

1.5. Выводы

2. АНАЛИЗ ЗАКОНОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АВАРИЙНЫХ 31 СИТУАЦИЙ НА МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ

2.1 Вероятностные методы решения задачи надежности

2.2. Расчетная частота возникновения аварийных ситуаций

2.3. Многостадийность процесса разрушения трубной стали

2.4. Фрактальный механизм образования трещин и масштабная 40 инвариантность

2.5. Сравнение длинных и коротких трещин, постановка задачи 46 исследования

3.2. Двухчастотное нагружение трубопровода

2.6. Выводы

3. ПРОЦЕСС СТАРЕНИЯ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ И 57 САМООРГАНИЗОВАННАЯ КРИТИЧНОСТЬ ПРОРАСТАНИЯ КОРОТКИХ ТРЕЩИН

3.1. Свойства трубных сталей 5

3.2. Дислокационный механизм выноса углерода на границы зерен 60 в процессе старения трубной стали

3.3. Выводы

4. НАРУШЕНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКОЙ ФОРМЫ ЛИНЕЙНОЙ 78 ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДА

4.1 Механизмы аркообразования на магистральном трубопроводе

4.2. Изгиб трубопровода, как результат неустойчивости, вызванной 86 колебаниями давления газа в процессе его транспортировки.

4.3. Прогнозирование и оценка опасности нарушения 90 геометрической формы газопровода

4.4. Прогнозирование начальной стадии изгиба трубопровода

4.5. Выводы 96 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 98 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 100 Приложение А

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование развития повреждений на магистральных газопроводах под воздействием динамической нагрузки»

ВВЕДЕНИЕ

В федеральном законе «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 №11б-ФЗ (ред. от 04.03.2013), «Концепции федеральной системы мониторинга критически важных объектов и (или) потенциально опасных объектов инфраструктуры Российской Федерации и опасных грузов» одобренной распоряжением Правительства РФ от 27.08.2005 №1314-р, постановлении губернатора Тюменской области «Снижение рисков и смягчение последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в РФ до 2015 года» №555 от 7.07.2011 обозначена необходимость совершенствования организации работ в области своевременного выявления и предупреждения угроз техногенного и природного характера, в том числе на объектах газовой промышленности, которая играет важную роль в экономике России. Надежная эксплуатация линейной части подземных газопроводов является важной задачей государственной политики. Обеспечение надежности трубопроводов основывается на оценке запаса прочности, для определения которого проводится анализ усталостного разрушения трубопровода. Важной составляющей данного анализа является учет образования трещин, аналитическое описание которого затруднено в связи с конструктивной сложностью объекта и многостадийностью самого процесса. В связи с этим, задача определения надежности элемента трубопровода решается, чаще всего, на феноменологическом уровне путем введения параметра качества элемента и требованием пребывания этого параметра в заданной области допустимых значений.

Снижение прочности и нарушение устойчивости газопровода приводят к авариям. Прогнозирование наступления аварии основывается на анализе предшествующих событий, связанных с изменением нагрузок и воздействий. В условиях стохастической природы действующих нагрузок и их цикличности, параметры качества не остаются постоянными и оказываются зависимыми от напряженно-деформированного состояния. Среди причин, влияющих на изменение такого состояния трубопровода, можно выделить следующие:

- наличие дефектов и их иерархически соподчиненная кинетика, вплоть до образования и прорастания трещин;

- искажение геометрической формы линейной части трубопровода;

- переменная нагрузка, вызывающая стохастическое воздействие и, как следствие, значительные напряжения.

Таким образом, обеспечение надежности эксплуатации газопроводов связано с влиянием указанных факторов на процессы дефектообразования в стенках труб и нарушения их геометрической формы.

Цель работы. Разработка методов прогнозирования отклонения магистрального газопровода от проектного положения и разрушения линейной части вследствие прорастания коротких трещин под действием напряжений, вызванных переменной нагрузкой.

Объектом исследования является линейная часть подземного магистрального газопровода

Предмет исследования - влияние динамической нагрузки на процесс развития повреждений на магистральном газопроводе

Основные задачи исследования:

1. Определение влияния динамических нагрузок вызванных высокочастотным изменением давления на процесс прорастания коротких трещин, приводящий к разрушению линейной части газопровода.

2. Разработка математической модели процесса старения трубной стали с учетом влияния колебаний давления в газопроводе.

3. Разработка математической модели процесса удлинения магистрального газопровода и повышения внутренних сжимающих напряжений под воздействием динамической нагрузки.

4. Определение частоты колебаний газопровода на стадии, предшествующей его изгибу и нарушению проектного положения линейной части трубопровода.

Научная новизна работы:

1. Установлена зависимость внутренних напряжений в стенке газопровода, вызывающих прорастание мелких трещин и разрушение

линейной части, от колебаний внутреннего давления и режима эксплуатации трубопровода.

2. Разработана математическая модель процесса старения трубной стали, позволяющая оценить концентрацию карбидной фазы на границах ферритных зерен с учетом влияния колебаний давления.

3. Разработана математическая модель, описывающая зависимость удлинения магистрального газопровода от динамических изменений внутреннего давления.

4. Установлена зависимость частоты колебаний стенки газопровода от внутреннего давления на стадии, предшествующей его изгибу вследствие потери устойчивости проектного положения.

Теоретическая и практическая значимость работы

Разработанные математические модели описывают время старения трубной стали и внутренние напряжения в стенке газопровода и позволяют осуществлять прогнозирование процесса развития дефектов и разрушение линейной части трубопровода с учетом динамических нагрузок.

Установленные зависимости продольных сжимающих напряжений в газопроводе от динамических изменений внутреннего давления, а также частоты колебаний стенки газопровода на стадии, предшествующей его изгибу, дают возможность прогнозировать отклонение трубопроводов от проектного положения.

Разработанные методы прогнозирования отклонения трубопровода от проектного положения и разрушения линейной части позволяют организациям, эксплуатирующим магистральные газопроводы, своевременно принимать меры по предотвращению возможных аварийных ситуаций.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- Всероссийской научно-технической конференция «Нефть и Газ Западной Сибири». Тюмень 2009г.

- Всероссийской научно-технической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону». Тюмень 2010г.

- Международной научно-практической конференции «Проблемы функционирования систем транспорта. Тюмень 2010г.

- Всероссийской научно-технической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону». Тюмень 2011г.

Десятой международной конференции по мерзлотоведению. Салехард 2012г.

1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Состояние и проблемы эксплуатации магистрального газопровода.

Газовая промышленность занимает одну из ключевых позиций в современной системе энергетики. Добыча, переработка, транспорт и потребление образуют единую цепь, надежно связывающую эту систему, и обеспечивают функционирование топливно-энергетического комплекса.

Система магистральных газопроводов ОАО «Газпром» насчитывает более 160 тыс. км. Основной составляющей этой газоносной цепи являются газопроводы большого диаметра (1020-1420мм) их протяженность составляет 61,5% от общей. На 2012 год, трубопроводы со сроком службы до 10 лет составляют 13,2% всех магистральных газопроводов, от 11 до 20 лет - 12,1%, от 21 до 30 лет - 36,7%, от 31 до 40 лет - 21,9%, от 41 до 50 лет - 11,8% и старше 50 лет - 5% (рис. 1.1) [88].

от 41 лп ^П более . л/п-

от 11 до 20 лет

12%

Рис. 1.1 Срок службы магистральных газопроводов.

В процессе эксплуатации магистральных газопроводов выделяют 3 периода:

1. период приработки, период повышенной аварийности, длится в среднем около 3 лет. В этом периоде проявляются и устраняются ошибки допущеные при проектировании и монтаже газопровода;

2. период устойчивой эксплуатации, характерен наименьшей аварийностью, наступает после 3 лет, и истекает по достижению газопроводом 33-летнего возраста;

3. период износа в конце срока службы, обусловлен износом линейной части, для этого периода характерно увеличение числа отказов.

Применяя технические инспекции и профилактические мероприятия можно продлить период устойчивой эксплуатации, и предупредить отказ газопровода [88].

На магистральных газопроводах регулярно проводятся мероприятия по диагностике и ремонту линейной части, а также профилактические работы на оборудование, благодаря своевременному выявлению отклонений удается повысить стабильность их эксплуатации. Однако, невозможно полностью исключить вероятность аварии. В период с 2002 по 2009 г. на магистральных

X

Рис. 1.2. Вероятность безотказной работы [70]

трубопроводах ОАО «Газпром» произошло более 170 технических отказов (рис. 1.3) [88].

Рис. 1.3 Количество технических отказов на МГ ОАО «Газпром» на

1000 км.

Газовоздушные смеси образующиеся при утечке газа, являются причиной аварийного разрыва газопровода и как следствие приводят к взрыву. Авариям на газопроводах сопутствуют потери перекачиваемого газа, образуются зоны теплового воздействия, а так же впоследствии взрыва страдают близлежащие здания и сооружения.

Эксплуатационная надежность газопроводов трудно прогнозируема, она зависит от ряда объективных и субъективных причин. Ухудшению в области линейной части магистральных газопроводов сопутствуют множество факторов. Из наиболее значимых следует выделить:

• напряжения в стенках трубопровода;

• большой срок эксплуатации;

• деградацию механических свойств металла труб;

• наличие дефектов;

• природно-климатический фактор и др.

Трубопровод, работая в условиях двухосного напряженного состояния, при значениях кольцевых напряжений достигающих (0,6-0,7) от предела текучести, в сочетании с окружающей средой приводит к коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН). Однако двухосное напряженное состояние приводит к снижению критического показателя пластичности, перед разрушением. В работе [78] приводятся данные о повышенной чувствительности трубопроводов к всевозможным дефектам, так при одноосном напряженном состоянии остаточное удлинение составляет (20-28)%, а при испытаниях пластическое удлинение периметра трубы достигает только (2-3)% до разрушения.

Основная часть аварий на газопроводах вызвана следующими причинами:

• стресс-коррозия;

• увеличение НДС стенки трубы;

• нарушение условий и режимов эксплуатации;

• строительно-монтажные дефекты.

Не более 27% аварий происходит по причине потери проектного положения участка газопровода (выпученный, всплывший участок и т.д.).

Рис. 1.4. Причины возникновения аварий на магистральных

газопроводах

1 - наружная коррозия (5%); 2 - стресс-коррозия и увеличение НДС (37%); 3 - внутренняя коррозия и эрозия (3%); 4 - повреждения при эксплуатации (8%); 5 - нарушение условий и режимов эксплуатации (9%); 6 - строительные дефекты (26%); 7 - заводские дефекты труб (2%); 8 -стихийные бедствия (3%); 9 - дефекты оборудования на магистральных газопроводах (7%).

Продольные напряжения оказывают большее влияние на количество отказов, более чем в два раза, по сравнению с кольцевыми напряжениями(27% - продольные, 13% - кольцевые).

Так же одним из значимых факторов, приводящих к разрушению газопроводов стали продольные напряжения. 20% аварий произошло из-за продольно-поперечного изгиба [78].

1.2. оценка опасности повреждений трубопроводов.

Оценка повреждений газопроводов регламентируется большой нормативной базой, с помощью которой проходит сертификацию линейная часть магистральных газопроводов. Сертификация включает в себя мониторинг за техническим состоянием, а именно:

• Визуальное обследование газопровода;

• Оценка металла труб;

• Оценка изоляции;

• Оценка электрохимзащиты.

По итогам мониторинга магистрального газопровода производится анализ опасности дефектов, напряженно-деформированного состояния, как участка, так и всего газопровода в целом. После чего принимаются решения о ремонте и мероприятиях по восстановлению несущей способности газопровода, а так же его ресурса.

Предотвращая большую часть аварийных ситуаций газопроводов эксплуатирующихся длительное время, существующая система оценки повреждений зарекомендовала себя с положительной стороны. Дав возможность стабильно снабжать предприятия энергоресурсами.

Большой вклад в решении этой проблемы вносят отраслевые институты. Одной из таких компаний является крупнейшая газовая компания ОАО «Газпром».

Лаборатория по надёжности газопроводных конструкций ВНИИГаза под руководством Харионовского В.В. исследует работоспособность газопроводов с дефектами стенок и геометрии труб, а так же совершенствует методы оценки надежности и срока службы газопроводов с повреждениями.

Лаборатория ремонта газопроводов ВНИИГаза под руководством Велиюлина И.И. занимается разработкой новых подходов к ремонту дефектных участков.

Инновационный подход к решению проблемы увеличения ресурса работы газопровода, предлагает система, разработанная ОАО «Газпром» [84],

которая заключается в увеличении срока службы объектов трубопроводного транспорта, вместо привычных капитальных ремонтных работ. Согласно этой системы можно выделить три этапа:

1. Диагностика магистральных газопроводов;

2. Определение первостепенных газопроводов нуждающихся в ремонте, согласно методикам, определяющим остаточный ресурс.

3. Технико-экономическое обоснование метода восстановления эксплуатационных характеристик газопровода.

Данные этапы требуют решения широкого круга задач, среди которых выделим:

1. Изучение деградации физико-механических свойств материалов и формоизменения конструкций в эксплуатационных условиях;

2. Разработка критериев безопасности трубопроводных сетей с учётом их местонахождения;

3. Совершенствование методик и создание математического обеспечения специальных программных комплексов для адекватного расчётного прогнозирования долговечности трубопроводных систем.

Данная система увеличения остаточного ресурса газопровода способна вытеснить традиционные методы ремонта и заменить их на более эффективные.

Несмотря на положительный прогноз, оценка повреждений на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» остаётся непростой в силу ряда обстоятельств [84]:

1. Большая протяженность газопроводов с диаметрами (1020-1420) мм., порядка 160 тыс. км;

2. 48% - газопроводы со сроком службы от 10 до 30 лет, 39% приходится на долю газопроводов, эксплуатирующихся свыше 30 лет;

3. 50% газопроводов нуждается в пере изоляции и ремонте;

4. 15% газопроводов эксплуатируются при пониженных давлениях;

5. Каждый год строят новых 40-60 км газопроводов, эксплуатируемых в заболоченных районах Севера и Западной Сибири;

6. Увеличивается количество отказов из за стресс-коррозионного воздействия.

1.3. Анализ работы дефектных участков газопроводов.

Выполнение задачи, заключающейся в восстановлении утерянной несущей способности участка газопровода с геометрическими дефектами поперечного сечения или стенки трубы, начинается с определения остаточной прочности участка трубопровода и его ресурса. Определение остаточной прочности для машиностроения чаще всего осуществляется за счет выявления значения несущей способности или разрушающей нагрузки на основе работ C.B. Серенсена, P.M. Шнейдеровича, H.A. Махутова, В.П. Когаева, Решетова Д.Н. и др. Касательно же трубопроводного транспорта, задачи определения работоспособности участка газопровода в общих чертах изложены в монографиях Б.И. Завойчинского, А.Б. Айнбиндера, П.П. Бородавкина, В.В. Харионовского. Определение несущей способности конкретных участков газопроводов с определенными повреждениями разработаны в трудах В.А. Лукьянова, В.Е. Шутова, В.П. Черния, A.A. Никитина, В.В. Рождественского, Г.В. Прокофьевой, B.JI. Березина, М.Н. Захарова и др. В то же время недостаточно работ, в которых разработка математической модели вырабатывания несущей способности, совмещенная с определением на её основе параметров напряженно деформируемого состояния, экспериментально апробируется на опытной модели.

Задача определения остаточного ресурса трубопроводов сталкивается с еще более серьёзными проблемами. Наиболее подробно способы определения ресурса трубопроводных систем изложены в работе [4], где

рассмотрены предположения и модели накопления дефектов, способы определения надежности и долговечности, основанные на работе В.В. Болотина, изложена оценка надежности для предотвращения полного разрушения газопровода в период распространения трещины. Для других дефектов, не связанных с трещинообразованием, C.B. Нефёдовым, В.Н. Ковехом, В.М. Силкиным [21] определены локальные критерии разрушения и при помощи них определены параметры напряженно-деформированного состояния кольцевых образцов с V-образными дефектами для определения статического разрушения. Так же этим составом ученых разработан алгоритм расчетов трубопроводов с местными дефектами.

Объединив вышесказанное получаем, что необходимая для разработки методик определения ресурса участков трубопроводов теория имеется. Но, в то же время, для выполнения расчетов необходимо иметь большое количество данных по нагрузкам и воздействиям, по воздействию природных и климатических факторов, по коррозионному и стресс коррозионному воздействию, а так же по «старению» металла и сварных соединений. Большинство принимаемых расчетов не отражает должным образом условия работы участков газопроводов, особенно таких, у которых наблюдаются дефекты геометрической формы поперечного сечения или толщины стенки трубы. Нерасчетные состояния наблюдаются на конструкциях, полученных методом холодного изгиба труб, на углах естественного изгиба трассы, в местах влияния дополнительных напряжений от сварки и т. д. Существующие экспериментальные методы так же в полной мере не решают проблему, так как даже полигонные испытания не моделируют в полном объеме эксплуатационные нагрузки, испытываемые трубопроводом. Поэтому требуется комплексный подход, заключающийся в комбинировании экспериментальных и расчетных методов.

1.4. Основные виды дефектов и определение их влияния на прочность трубопроводов.

Проблема расчетного определения долговечности газопроводов должна рассматриваться с учетом важнейшей особенности магистральных трубопроводов - это обязательное наличие в них скрытых и визуально различимых очагов вероятной аварии. Например, дефекты материала, сварочных швов, технологии строительства, эксплуатации и транспортировки. Решение выше оговоренной проблемы невозможно без обоснованного определения напряженного-деформированного состояния, в соотношении с нагрузками и возмущениями, возникающими при данных дефектах, с учетом «старения» материального трубопровода. Первоначальными данными для определения напряженно-деформированного состояния являются данные, полученные за счет внутритрубной диагностики, а так же за счет экспресс методов неразрушающего контроля о геометрических дефектах формы трубы и других дефектах магистрального газопровода. В зависимости от характера дефекта, его геометрических размеров и положения все местные дефекты геометрии предлагается разделить на группы [22], [23]:

1) Небольшие несовершенства геометрии, к которым относятся вмятины, гофры, утонение стенки, смещение кромок трубы, овальность;

2) Внутренние нарушения в стенке трубопровода, - это расслоения, трещины, пустоты, раковины и др.;

3) Дефекты, расположенные на внутренней или внешней поверхности трубы, - это задиры, царапины, язвы метала, забоины, коррозионные и стресс коррозионные углубления.

Негативное влияние данных дефектов заключается в концентрации напряжений в местах их образования. По степени местного роста напряжений дефекты делятся на виды [22]:

• Трещиноподобные - это острые концентраторы - включения, трещины, непровары, надрезы, расслоения и т. д.

• Нетрещиноподобные - это гладкие концентраторы, в которых степень концентрации составляет небольшие значения - выемки, коррозионные раковины, скругленные углубления, а так же все очаги из группы небольших несовершенств геометрии.

Дефекты, относящиеся ко второй и третей группе могут относится как к трещиноподобным так и к нетрещиноподобным. Определение напряженно-деформированного состояния в месте нахождении дефекта в общем случае требует решения пластических задач, для предотвращения деформаций и напряжений приводящих к авариям. Обычно определение напряженно деформируемого состояния стараются производить наиболее простыми и известными способами, например трещиноподобные дефекты рассматриваются как эллиптические трещины, решение для которых известно. Схематизация дефекта должна моделировать наихудший вариант, для обеспечения гарантированной надежности трубопровода, однако, запас прочности должен быть разумным. Наиболее распространенный и простой способ осуществления данного подхода заключается в изображении любого дефекта трещинами, как наиболее опасным видом дефектов. Основное преимущество данного метода заключается в минимальном количестве необходимой о дефекте информации. Необходима только площадь проекции дефекта на плоскость распространения моделируемой трещины. Расчет нетрещенноподобных дефектов в основном ведется по формуле Нейбера и её модификациях, дающих значения для пластических коэффициентов концентрации напряжений и деформации в зоне зарождения дефекта. Для этого потребуются теоретические коэффициенты концентрации из решений в упругой постановке и кривая деформирования.

Важной особенностью магистральных трубопроводов является наличие в них очагов возможных аварий, представляющих собой нарушения геометрической формы, дефекты материала труб, сварки, повреждения вследствие коррозии и т. д. [4]. Для прогнозирования долговечности участков

газопровода нужно оценивать его напряженно-деформированное состояние с учетом нагрузок и возмущений, создаваемых дефектами.

В работе [24] рассмотрено равномерное утонение, охватывающее трубу в окружном направлении по всему периметру на участке длиной L, которое вызывается коррозионным поражением или эрозионным износом. Вводится показатель утонения:

К

V = f. (1.1)

где hi - толщина стенки трубы на поврежденном участке; h - толщина стенки трубы на поврежденном участке.

Коэффициент снижения прочности за счет очагов возможных аварий:

рД

* = (1-2)

ПР

где - разрушающее давление трубы с очагом возможной аварии; Рр - разрушающее давление трубы, не имеющей геометрических нарушений и повреждений.

Для определения коэффициента снижения прочности при равномерном утонении получена функция Крылова:

, = Г_1 — (1 — у)К0(Г)_Г1

(к02(0 + 4tf|(0 + 2v1-5(K0(l)K1(l) + 4/^2 (0^3 СО) J V'

где KQ (i), Kt (7), K2 COi K3 СО - функции Крылова; I = 0,5AL - безразмерный параметр;

Я = - параметр оболочки;

ц. - коэффициент Пуассона для материала; г - радиус срединной поверхности оболочки.

В работе [26] рассмотрено влияние неплавных отклонений формы поперечного сечения трубопровода от кругового. Для описания срединной поверхности трубы принято:

г = г0 + Ф (<р), (1.4)

где г0 - радиус срединной бездефектной части ненагруженной трубы; Ф (<р) - функция начальных отклонений формы сечения от

круговой, которая представлена в виде ряда Фурье:

00

Ф(<р) = ^(Д1п соэ пер + Д2п зтгкр), (1.5)

п=2

где разложение проведено начиная с п = 2, так как при п = 1 рассматривается смещение сечения как абсолютно жесткого.

Получено выражение для определения коэффициента, повышающего напряжения за счет отклонений формы:

5 =

6£> V-1 п2 - 1

1+-Г- >

к /-и п2 — 1 + Зр

п=2

<Д1п Д2п \

—^-соб пф +--^-ът пер у (1-6)

где О - цилиндрическая жесткость оболочки; Ь — толщина стенки оболочки;

_ рг3

р = — - параметр давления.

Тогда максимальное напряжение в стенке трубы:

Б

°тах=$р-. (1.7)

В работе [27] вводится функция начального прогиба для учета утонения стенки трубы или отклонения от круговой формы на некотором участке:

= + (1-8)

где - отклонения нейтральной оси сечения за счёт

механических воздействий на участке с угловым размером 2фд;

И'/Ор) - отклонения нейтральной оси сечения за счёт утонения стенки на участке с угловым размером 2фу.

Функция начального прогиба, функция цилиндрической жесткости трубы, функция изменения кривизны раскладываются в ряды Фурье. Разложения подставляются в выражение для потенциальной энергии

деформации. Коэффициент изменения напряжений находится решением полученной системы уравнений.

В работе [14] рассмотрена несоосность и различия в диаметрах составных оболочек. Напряженное состояние в зоне сопряжения оболочек одинаковой толщины получается наложением следующих состояний:

1. безмоментное осесимметричное, вызванное давлением газа.

2. осесимметричный краевой эффект, создаваемый различием радиусов оболочек.

3. обратносимметричный краевой эффект, обусловленный несоосностью оболочек.

Напряжения от начальных усилий и значения полных напряжений и смещений находятся по формулам:

ЗРЯ й

ах = а*+-—Асо5В е 2/1

РЯ

р2

± и-—-А со б /? е р) 2 п

Ж =

РЯ

2

Ек

и р2

2 - 2

этре-Р-, (1.9)

Ях — Я2 + Асоэср

А= К

рх

р = [ 3(1-м2)]0'25, где Е - модуль Юнга;

- коэффициент Пуассона; Ъ - толщина стенок;

(Ух - продольное напряжение в безмоментном решении; Ф - угловая координата, отсчитываемая от вертикальной оси; х - продольная координата, отсчитываемая от стыковой

плоскости;

Р - давление в трубопроводе;

«+» и «-» - соответствуют оболочкам №2 и №1.

В работе [29] рассмотрена вмятина на прямоугольной цилиндрической панели размерами 2а х 2Ь. Задано уравнение серединной поверхности вмятины:

Щ = W00cos3ta sin3u(], (1.10)

где Woo - начальная глубина в центре вмятины;

TZY 7ZT

t = 0,5 —; и — 0,5 — - коэффициенты;

г - радиус срединной поверхности трубы;

а, Р - угловые координаты точек на срединной поверхности

вмятины.

Получена зависимость перемещения серединной поверхности от действия внутреннего давления. Анализ трех относительно неглубоких вмятин показал, что под действием внутреннего давления в них возникают значительные напряжения, которые могут превысить предел текучести материала стенки трубы, что приведет к пластическим деформациям.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Воронин, Константин Сергеевич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных газопроводов. -М.: Недра, 1985, 231 с.

2. Харионовский В.В., Курганова И.Н. Надёжность трубопроводных конструкций: теория и технические решения. Серия "Топливно-энергетический комплекс: актуальные проблемы". -М.: ИНЭИ РАН, Энергоцентр, 1995 - 124с.

3. Красовский А..Я., Красико В.Н. «Трещиностойкость сталей магистральных трубопроводов». - Киев.: Наукова думка, 1990, 173с.

4. Харионовский В.В. Надёжность и ресурс конструкций газопроводов. -М.:Недра, 2000,407с.

5. Болотин В.В. Статистические методы в строительной механике. М.:Стройиздат, 1961. 202 с.

6. Ржаницын А.Р. Теория расчёта строительных конструкций на надёжность. - М.: Стройиздат, 1978. - 239 с.

7. Аугусти Г., Барратта А., Кашиати Ф. Вероятностные методы в строительном проектировании: Пер.с англ.М.: Стройиздат, 1988, 584 с.

8. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве.-М.: Недра, 1976, с. 224.

9. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. - М.: Недра, 1982.-3 84с.

10. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1984, 246 с.

11. Айнбиндер А.Б. Расчёт магистральных промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. - М.: Недра, 1991. - 287с.

12. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчеты магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. -М.: Недра, 1982,343 с.

13. Гайдученко А.П., Гудрамович B.C., Деменков А.Ф. Экспериментальные исследования влияния начальных отклонений формы на несущую способность цилиндрических оболочек. // Прочность и надёжность сложных систем. - Киев: Наукова думка, 1979. - с. 19-26.

14. Болотин В.В. Объединенные модели в механике разрушения. // Изв. АН СССР. МТТ.1984. №3.с. 127-137.

15. Махутов H.A. Деформационные критерии разрушения и расчёт элементов конструкций на прочность. - М.: Машиностроение, 1990. - 448с.

16. Черепанов Т.П., Ершов JT.B. Механика разрушения. -М.: Машиностроение, 1977, С.224.

17. Партон В.З., Борисковский В.Г. Динамика хрупкого разрушения. - М.: Машиностроение, 1988, с. 240.

18. Панасюк В.В., Савчук М.П., Дацышин А.П. Распределение напряжений около трещины в пластинах и оболочках. - Киев.: Наукова думка, 1976.-с.144.

19. Орыняк И.В. Расчет давления вязкого разрушения трубы с осевой сквозной трещиной. // Проблемы прочности, 1993, №4, с. 39-49.

20. Орыняк И.В. и др. Применение модели вязкого разрушения туб осевыми дефектами для анализа результатов натурных экспериментов. // Проблемы прочности, 1996, №6, с. 5-15.

21. Ковех В.М., Нефедов C.B., Силкин В.Н. Локальные критерии разрушения элементов трубопроводов с трещиноподобными дефектами.// Проблемы ресурса газопроводных конструкций. - М.: ВНИИГаз, 1995,с. 109 - 120.

22. Ковех В.H., Нефедов C.B., Силкин В.М. Общий алгоритм расчёта трубопроводов с локальными дефектами // Проблемы ресурса газопроводных конструкций. -М.: ВНИИГаз,1995, с. 120-128.

23. Макаров Г.И., Шарыгин A.M. Прочность магистральных газопроводов, ослабленных дефектами механо-коррозионного характера // 4 научно-техническая конференция, посвященная 300-летию инженерного образования в России «Актуальные проблемы состояния нефтегазового комплекса в России», - Москва, 25-26 января 2001.

24. Никитин A.A., Прокофьева Г.В., Рождественский В.В., Черний В.П. Оценка степени влияния дефектов стенок труб на снижение прочности магистральных трубопроводов. -М.: ВНИИСТ, 1982, 256с.

25. Лизин В.Т., Пяткин В.А. Проектирование тонкостенных конструкций. М.: Машиностроение. 1976. 408 с.

26. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. М.: Недра, 1973. 200с.

27. Крамской В.Ф., Пуртов А.Б. Разработка методики расчёта остаточных напряжений в сварном стыке труб, имеющих овальность // Известия Вузов. Нефть и газ. 1998,№2.с.70-85.

28. Никитин A.A. Напряжённое состояние трубопровода в околостыковой области, определяемое начальной овальностью труб // труды ВНИИСТ.-М.: вып.32, 1976, с.5-13.

29. Черний В.П. Деформации и напряжения в магистральном газопроводе в области вмятины // Надёжность и диагностика газопроводных конструкций.-М.: ВНИИГаз, 1996, с. 1-13.

30. Харионовский В.В., Курганова И.Н. и др. Определение остаточного ресурса магистральных газопроводов с эксплуатационными повреждениями

типа «каверна» по условиям сопротивления усталости. // Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. М.: ВНИИГаз, 1998. с.34-44.

31. Купершляк-Юзефович Г.М., Разумов Ю.Г. Расчет разрушающего давления в газопроводах, поврежденных коррозийным растрескиванием под напряжением. // Строительство трубопроводов. 1996. №6. с. 17-18.

32. Гутман Э.М., Султанов М.Х. и др. Вероятностный подход к определению допустимого уровня концентрации напряжений в металле труб магистральных нефтепроводов. -М., 1981 / РНТС. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». - Вып.2., с. 11-13.

33. Хан Г., Саррат М., Розенфильд А. Критерии распространения трещин в цилиндрических сосудах давления. // Новые методы оценки сопротивления хрупкому разрушению. - М.: Мир, 1972, с. 272 - 300.

34. Заец А.Ф. Исследования участка газопровода, имеющего дефекты. // Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. М.: ВНИИГаз, 1998. с. 179-183.

35. Зайцев М.Д. и др. Экспериментальное исследование сопротивления усталости натурного участка газопровода с поверхностными повреждениями. // Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. М.: ВНИИГаз, 1998. с. 157-164.

36. Миланчев В.С. Оценка работоспособности труб при наличии концентрации напряжений // Строительство трубопроводов, 1984, №2, с.23-25.

37. Бордубанов В.Г. Несущая способность трубы со сложным поверхностным повреждением // Строительство трубопроводов, 1988, №10, с.30-32.

38. Бордубанов В.Г. Инженерный метод расчёта концентрации напряжений в пластической области.//Машиностроение, 1985 №1 ,с. 57-62.

39. Фокин М.Ф., Трубицын В.А. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. №4. с. 13-16.

40. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов /ВНИИГаз, Союзгазтехнология. - М.:, 1991. - 22с.

41. Матвеев Ю.Н., Моношков А.Н., Лупин В.А., Пустин H.A. Определение предельного давления для бандажированных труб. // Строительство трубопроводов, 1970, №2, с. 184-20.

42. Смирнов А.И., Першин A.C. Уменьшение хрупких разрушений магистральных трубопроводов. // Строительство трубопроводов, 1975, №11, с.35-36.

43. Чувильдеев В.Н., Вирясова H.H. Деформация и разрушение конструкционных материалов: проблемы старения и ресурса. - Н. Новгород: Изд. ННГУ, 2010, 67с.

44. Ермаков A.A. и др. Экспериментальное исследование трубных моделей при отработке технологии ремонта линейной части магистрального газопровода. / Новые методы ремонта линейной части магистральных газопроводов: Сб. научных трудов / ВНИИГаз. - М., 1981. - 130с.

45. Шарыгин В.М., Колотовский А.Н., Шарыгин A.M. Принципы ремонта искривлённых магистральных газопроводов, проложенных в обводнённых грунтах. // 2 региональная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы геологии нефти и газа», - Ухта, 1999, с.388-392.

46. Макаров Г.И., Шарыгин A.M. Оценка отрицательного влияния очагов ослаблений на участках магистральных газопроводов и эффективности их ремонта защитными конструкциями. / Сер. Транспорт и подземное хранение газа.- М:000 «ИРЦ Газпром», 2001, с. 52.

47. Захаров М.Н., Лукьянов. Прочность сосудов и трубопроводов с деформациями стенок в нефтегазовых производствах. -М.: Нефть и газ, 2000, 216с.

48. Чепурский В.Н. Оценка долговечности линейных участков магистральных нефтегазопроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. №2. с. 17-20.

49. Нейбер Г., Хан Г. Проблема концентрации напряжений в научных исследованиях и технике. // Механика. 1967. №3. с. 96-112.

50. Шарыгин A.M., Кучерявый В.И. Оценка надёжности трубопроводов методами линейной механики разрушения.// Изв. Вузов. Строительство. -1993. - №2. - с.94-96.

51. Савельев И.В. Курс общей физики. Том 1. - М.: Наука, 1982, 432с.

52. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектированиям.: Стройиздат, 1985. 52 с.

53. Сосновский Л.А., Воробьёв В.В. Влияние длительной эксплуатации на сопротивление усталости трубной стали. // Проблемы прочности, 2000, №6, с.44-53.

54. Гутман Э.М., Зайнулин P.C., Шагалов А.Т. и др. Прочность газопроводных труб в условиях коррозионного износа. - М.: Недра, 1984, с.75.

55. Тимошенко С.П. Пластинки и оболочки. -М.: Наука, 1966, 635с.

56. Гольденвейзер A.JI. Теория упругих тонких оболочек.-М.: Наука, 1976, 212с.

57. Колкунов Н.В. Основы расчёта упругих оболочек. -М.: Высшая школа, 1972, 296с.

58. Филин А.П. Элементы теории оболочек. - Ленинград.: Стройиздат, 1987, 384с.

59. Мальков В.М. Расчёт цилиндрической оболочки с косым срезом. // Исследования по теории упругости и пластичности. Изд-во ЛГУ. Сб.З. 1964. с. 146-152.

60. Харионовский В.В. Магистральные трубопроводы: Концепция конструкционной надёжности линейной части // Газовая промышленность. 1992. №2. с. 30-31.

61. Гусев A.C., Светлицкий В.А. Расчёт конструкций при случайных воздействиях. - М.: Машиностроение, 1984. -240с.

62. Чистяков В.П. Курс теории вероятностей. - М.: Наука, 1982.-255с.

63. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. - Л.: Недра, 1990.-180с.

64. Куликов Д.В., Мекалова Н.В., Закирничная М.М.. Физическая природа разрушений. - Уфа, 1999. - 240с.

65. Черепанов Г.П. механика разрушения. - М.: Наука, 1974. - 640с.

66. Нохрин A.B., Чувильдеев В.Н. Старение сталей труб магистральных газопроводов. // Вестник Нижегородского университета имени Н.И. Лобачевского, №5. 2010. с. 171-180.

67. Харионовский В.В., Черний В.П., Шарыгин A.M., Шарыгин В.М., Максютин И.В., Результаты исследований участков магистральных

газопроводов с вмятинами и гофрами // Надёжность и ресурс газопроводных конструкций,- М.: ВНИИГаз, 2003, с.94-109.

68. Вентцель Е.С., Овчаров В.А. Теория вероятностей и ее инженерные приложения. М.: Высшая школа 2000г. - 480с.

69. Бокс Д., Дженкинс Г. Анализ временных рядов, прогноз и управление. 1974г.-402с.

70. Острейковский В.А. Теория надежности. М.: Высшая школа 2003г. -463с.

71. Кашьян Р., Pao А. Построение динамических стохастических моделей по экспериментальным данным. М.: Наука 1983г. - 384с.

72. Малинецкий Г.Г., Подлазов A.B., Кузнецов И.В. Национальная система научного мониторинга. // Новое в синергетике. 2006. №1 с.28-48.

73. Аграфенин С.И., Перов С.Н. Методология обеспечения надежности трубопроводных систем при их проектировании. Нефтяное хозяйство. 2006 №11 с. 102-106.

74. Бачерников В.Ф., Пахаруков Ю.В. Вибрация и разрушения в погружных центробежных электронасосах для добычи нефти. Тюмень -2005. Издательство ТюмГНГУ - 325с.

75. Оксогоев A.A., Слепов Б.И. Прикладная физика. Колебания элементов конструкций. Томск - 2003. Издательство НТЛ - 300с.

76. Сызранцев В.Н., Голофаст С.Л. Вероятностная оценка прочностной надежности трубопроводов. // Трубопроводный транспорт. Теория и практика, №5. - М.: ВНИИСТ, 2011. с. 14 - 22.

77. Хажинский Г.М. Механика мелких трещин и надежность элементов трубопроводов - М.: издательство ИНЭК - 2007. - 233с.

78. Вагнер В.В. Изменение высотного положения газопровода при переменной обводненности грунта в траншее. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тюмень - 2008. - 119с.

79. Михаленко Е.С. Разработка методики расчета и прогноза критических параметров аркообразования магистрального газопровода. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тюмень - 2007. -200с.

80. Пульников С.А. Взаимодействие вибронагруженных магистральных газопроводов с окружающими грунтами. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тюмень - 2007. - 172с.

81. Мухаметдинов Х.К. Почему газопровод всплывает // Газовая промышленность. 1999. - №8. - с. 25-29.

82. Гумеров А.Г., Азметов Х.А. Расчет напряжений в системе труб при устранении отклонений их формы поперечного сечения и диаметра от номинальных значений // Нефтяное хозяйство. 2007. - №1. - с. 78-79.

83. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теория упругости. М.: Наука. - 1987. - 246с.

84. Шарыгин A.M., Методология проектирования ремонтных конструкций для восстановления несущей способности труб магистральных газопроводов. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Москва - 2004. - 224с.

85. Димов Л.А., Богушевская Е.М. Магистральные трубопроводы в условиях болот и обводненной местности. М.: Горная книга: Издательство Московского государственного горного университета, 2010. - 391 с.

86. Горковенко А.И. Основы теории расчета пространственного положения подземного трубопровода под влиянием сезонных процессов.

Диссертация на соискание ученой степени доктора наук, Тюмень - 2006. Издательство ТюмГНГУ - 305с.

87. Курганова И.Н. Теоретическое обоснование результатов натурного обследования газопроводов в непроектном положении // Надежность газопроводных конструкций - М.: ВНИИГаз. 1990 - с. 147 - 155.

88. Обеспечение надежности работы единой системы газоснабжения России [электронный ресурс]. - 2013. - Режим доступа: http://www.gazprom.ru/about/production/transportation/reliability/

89. Воронин К.С., Динамический механизм разрушения линейной части трубопровода при высокочастотном изменении давления // Естественные и технические науки, №5. - М.: 2011г. Изд.: Спутник+, с. 208-211.

90. Воронин К.С., Изгиб трубопровода, как результат неустойчивости, вызванной колебаниями давления газа в процессе его транспортировки. // Естественные и технические науки, №6. - М.: 2011г. Изд.: Спутник+, с. 298-301.

91. Воронин К.С., Земенков Ю.Д. Анализ законов распределения аварийных ситуаций на магистральном газопроводе. // Нефть и газ №2, 2012г. Тюмень. Изд.: ТюмГНГУ, с. 74-77.

92. Воронин К.С., Земенков Ю.Д. Динамические предвестники нарушения геометрической формы газопровода. // Нефть и газ №3, 2012г. Тюмень. Изд.: ТюмГНГУ, с. 70-72.

93. Воронин К.С., Джан Бо Распределение аварий на магистральном газопроводе по степенному закону. // Материалы Всероссийской научно-технической конференции «Новые технологии - нефтегазовому региону». Тюмень 2011г. Изд.: ТюмГНГУ, с. 55-57.

94. Воронин К.С., Дудин С.М. Прогнозирование нарушения геометрической формы газопровода. // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы функционирования систем транспорта». Тюмень 2012г. Изд.: ТюмГНГУ, с. 113-116.

95. Воронин К.С., Павлов В.П. Влияние колебаний давления в газопроводе на его отклонение от проектного положения. // Материалы Всероссийской научно-практической конференции «Проблемы функционирования систем транспорта». Тюмень 2012г. Изд.: ТюмГНГУ, с. 117-119.

96. Voronin K.S., Tyrylgin I.V., Zemenkova M.Y. Increase of realiability of intra trade piplines of oil fields with application of anticorrosive protection // Proceeding of First International Youth conference "Oil and Gas. APR-2012. Resources, Technologies, cooperation", 2012, Vladivostok, FEFU, Russia, p. 208-212.