Квазистатическое состояние и динамические возмущения надземных магистральных трубопроводов тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.06 ВАК РФ

На правах рукописи

□03484390

Стенина Татьяна Евгеньевна

Квазнстатическое состояние и динамические возмущения надземных магистральных трубопроводов

01.02.06 - Динамика, прочность машин, приборов и аппаратуры

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 6 НОЯ 2009

Москва-2009

003484390

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (техническом университете) на кафедре динамики и прочности машин им. В.В. Болотина

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор

Чирков Виктор Петрович Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Белостоцкий Александр Михайлович - доктор технических наук, ирофессор Матвиенко Юрий Григорьевич Ведущая организация: - ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Защита состоится «18» декабря 2009 г. в 15— часов в аудитории Б-112 на заседании диссертационного совета Д 212.157.11 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 17.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (технического университета)

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д.14. Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан /¥2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Трифонов О.В.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов играет важнейшую роль в топливно-энергетическом обеспечении хозяйственного комплекса России, в ее устойчивом экономическом развитии. Главной ресурсной базой газовой промышленности и центром добычи газа на ближайшую перспективу остается Западная Сибирь. Вместе с тем в ближайшие годы компенсация падения добычи газа в этом регионе будет происходить за счет Заполярного и других месторождений Крайнего Севера Таким образом., начало транспортировки газа все более и более смещается в зоны многолетнемерзлых и вечномерзлых грунтов. В связи с этим возрастает внимание к трубопроводам, прокладываемым в условиях вечной мерзлоты, результатам эксплуатации уже действующих надземных трубопроводов. Чрезвычайно актуальна оценка адекватности сложившихся к настоящему времени расчетных методик, нормативных требований к их проектированию, строительству и эксплуатации.

Эксплуатационная надежность трубопроводов закладывается при проектировании и обеспечивается качеством строительно-монтажных работ и обслуживания эксплуатирующей организацией в течение всего срока эксплуатации. Особое значение, определяющее качество проекта, имеют расчеты на прочность трубопроводной системы, которые должны быть адекватны конструктивному исполнению и действующим нагрузкам. Требования к проведению расчета на прочность и устойчивость надземных трубопроводов, а также к учитываемым нагрузкам и воздействиям достаточно подробно регламентированы в строительных нормах. Вместе с тем, в действующих нормах опущены требования к выполнению расчетов напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов, связанные с учетом истории их нагружения - важным фактором, присущим механическим системам с сильной физической нелинейностью, обусловленной трением в опорах.

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

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

Целью работы является разработка адекватных математических моделей магистральных трубопроводов, эксплуатируемых в природно-климатических условиях Крайнего Севера; исследование на их основе квазистатического напряженно-деформированного состояния типового участка реального надземного магистрального газопровода, моделирование динамических возмущений квазистатического состояния трубопровода при изменении температуры окружающей среды.

Методы исследования. В диссертационной работе анализ напряженно-деформированного состояния реального надземного магистрального газопровода в статической и динамической постановках выполнен методом полномасштабного конечно-элементного моделирования с использованием современного программного обеспечения - программного комплекса АКБУБ. Уравнения движения (динамического равновесия) рассматриваемой конечно-элементной модели трубопровода в матричной форме решаются методом Ньюмарка.

Предварительное исследование колебаний балочной конструкции, обусловленных трением в опорах и возникающих при квазистатическом изменении температуры, с целью выбора параметров решения, выполняется на основе аналитического решения, полученного методом разложения по формам собственных колебаний.

Научная новизна. Выполненная работа показывает, что адекватная оценка прочности магистральных трубопроводов надземной прокладки может быть выполнена только на основе полномасштабного моделирования напряженно-деформированного состояния с учетом всех конструктивных и физических особенностей, отражшощих реальное взаимодействие трубопровода и оппр-но-ригельных устройств, действующие нагрузки и воздействия, последовательность их приложения и изменение в процессе эксплуатации.

В работе впервые смоделированы явления, наблюдаемые на практике -возникновение динамических возмущений в реальных конструкциях надземных трубопроводов в процессе изменения их температуры. Показано, что эти явления влияют на несущую способность опорно-ригельных частей и самого трубопровода, могут приводить к потере работоспособности трубопровода.

Достоверность научных результатов. Обоснованность и достоверность результатов работы обеспечивается адекватной постановкой задач, корректным использованием математического аппарата, современных программных средств, верификацией численных решений путем сравнения с аналитическими. Выполненное моделирование напряженно-деформированного состояния отражает поведение реального надземного магистрального трубопровода и явления, наблюдаемые при его эксплуатации: звуковые волны, вибрации трубопровода; следы этих колебаний проявляются в виде повышенного истирания ригелей опор, повреждений опорно-ригельных устройств, снижения сопротивления металла трубопровода хрупкому разрушению.

Практическая ценность. В работе представлены методологические подходы и реализованы решения задач, позволяющие адекватно отразить и существенным образом уточнить напряженно-деформированное состояние ре-

альных конструкций надземных магистральных газопроводов, работающих в условиях природно-климатических условий Крайнего Севера. Результаты диссертационной работы, разработанные программные модули использовались для анализа напряженно-деформированного состояния участков надземных магистральных трубопроводов ОАО «Норильскгазпром» при экспертизе их промышленной безопасности, выполненной ООО НТЦ «ДИАТЭКС» (г. Волгоград). Использование результатов работы при проектировании и экспертизе промышленной безопасности надземных трубопроводов будет способствовать повышению их эксплуатационной надежности.

Апробация работы и публикации. Материалы диссертационной работы докладывались и обсуждались: на межотраслевой Школе-семинаре "Оценка технического состояния и остаточного ресурса сосудов и аппаратов химических, газо- и нефтеперерабатывающих производств", 17-23 сентября 2001 г., г. Волгоград; на научном семинаре «Нелинейное деформирование конструкций», НИКИЭТ им.Н.А.Доллежаля, г. Москва, 14 сентября 2007 г.; на XXII Международной конференции «Математическое моделирование в механике деформируемых тел и конструкций. Методы граничных и конечных элементов», г. Санкт-Петербург, 24-27 сентября 2007; на научном семинаре на кафедре Динамики и прочности машин им. В.В. Болотина, МЭИ, октябрь, 2009 г.

По теме диссертации опубликовано 6 работ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и выводов, списка литературы. Объем работы - 135 страниц, включая 63 рисунка. Список литературы включает ] 03 наименования.

Краткое содержание работы

Во введении дается краткая историческая справка о развитии трубопроводного транспорта жидких и газообразных углеводородов в РФ, в частности, газопроводов надземной прокладки в районах вечной мерзлоты и Край-

него Севера - в республике Саха-Якутия и на Таймыре, приводятся сведения об опыте их эксплуатации и проблемах обеспечения эксплуатационной надежности. Отмечается, с одной стороны, сложность реализации нормативных требований к расчету напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов при проектировании, а, с другой, наличие проблем, связанных с повреждаемостью конструкций при эксплуатации, а также явлений в их поведении, не охватываемых действующей нормативной документацией и технической литературой. Формулируется цель диссертации. Обосновываются важность и актуальность поставленной задачи, дается краткое описание содержания диссертации, приводятся сведения о публикациях и докладах с участием автора.

В первой главе приводятся нормативные, литературные и фактические данные о природно-климатических факторах Крайнего Севера, анализируется их влияние на напряженно-деформированное состояние надземных магистральных газопроводов. В частности, отмечается, что изменение температуры воздуха отличается значительными суточными и сезонными флуктуа-циями. Анализ телеметрических данных за последние 5 лет показал, что в районе прокладки отрицательные температуры воздуха достигали 54-55 °С, положительные - 33 - 34 °С, кратковременные (суточные) размахи температуры воздуха - 20 - 25 °С, газа - до 40 °С. Надземная прокладка трубопровода и большая его протяженность приводят к тому, что температура стенки трубопровода и рабочего продукта либо достаточно близка к температуре воздуха (в холодное время, полярную ночь), либо превышает ее из-за дополнительного подогрева под воздействием солнечной радиации. Температурное воздействие на трубопровод проявляется в виде деформации, обусловленной разницей изменяющейся во времени температуры стенки и температуры «фиксирования расчетной схемы»; низкие значения температуры в зимний период предопределяют работу металла в неблагоприятной (по механическим характеристикам) температурной области, в которой возрастает его чувствительность к дефектам и повреждениям; изменение температуры

создает также дополнительные усилия на опоры и трубопровод, как в направлении оси трубопровода, так и в направлении оси ригеля.

Приводятся фактические примеры, иллюстрирующие изменения технического состояния трубопроводной системы под воздействием эксплуатационных и природно-климатических факторов: нарушения проектного положения трубопровода, повреждения опорно-ригельных устройств (образование провисов трубопровода над опорами, наклоны ригелей опор, смещения ложементов, повреждения свай) и разрушения опор. Рассматриваются причины повреждений, разрушений опорно-ригельных устройств, аварий газопроводов. Приведенные данные свидетельствуют о наличии активных, в том числе нестационарных, деформационных процессов в надземной газопроводной системе.

Учитывая, что прочность магистральных трубопроводов определяется как их нагруженностью, так и несущей способностью материала конструкции, приводятся экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что для надземных трубопроводов, эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера, основным деградационным процессом является снижение сопротивления металла хрупкому разрушению. Так как изменения соответствующих механических характеристик в процессе эксплуатации обусловлены микроповреждениями структуры материала трубопровода, это также свидетельствует о наличии существенных нестационарных и циклических нагрузок.

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

Анализ технической литературы (работы Блехмана И.И., Дерягина Б.В., Костерина Ю.Н., Крагельского И.В., Волосова В.М., Мортунова Б.И., Луде-

мы К.С., Харионовского В.В., Рубцова В.Е., Колубаева A.B., Финогенко И.А. и др.) показывает, что к динамическим процессам в системах, с трением проявляется повышенный интерес. Они достаточно широко исследуются и экспериментально, и теоретически. Исследования проводятся с целью изучения причин возникновения колебаний в трибологической системе, условий стабильности различных колебательных режимов, выявления критических значений параметров и их сочетаний, переводящих систему в тот или иной режим трения. В процессе контактного взаимодействия, особенно в случае «сухого» трения, экспериментально наблюдаются квазипериодические либо периодические изменения скорости относительного перемещения поверхпо стей. На макроуровне это проявляется в виде релаксационных либо квазигармонических фрикционных автоколебаний. Рассматриваются подходы к объяснению причин возникновения колебаний в системах с трением. Все они связывают развитие колебаний с изменением коэффициента трения в процессе фрикционного взаимодействия.

Во второй главе рассматривается объект исследования - типовой участок линейной части магистральной газотранспортной системы, реализованной на Таймыре (рис. 1), и его расчетная модель (рис. 2).

Рис. 1. Участок надземного магистрального газопровода

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 I 1 1 i I I I

Компенсатор 123,2M

9 x 15 m

Рис. 2. Расчетная схема участка газопровода. Вид в плане

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

Даётся подробное описание разработанных конечно-элементных моделей типового участка реального газопровода, позволяющих адекватно учитывать конструктивные особенности и взаимодействия трубопровода с опорно-ригельными устройствами (геометрию трубопровода, наличие ограничений, односторонность связей, наличие трения в контактных парах «трубопровод -опоры», зависимость коэффициента трения от скорости относительного перемещения контактирующих пар), а также действующие эксплуатационные нагрузки и природно-климатические воздействия (гравитацию, собственный вес, температуру трубопровода, перемещения опор и т.д.) и их изменение во времени.

Используемые в моделях контактные элементы «точка-точка» позволяют описать процесс движения находящихся в контакте поверхностей в предположении, что коэффициент «сухого» трения ц = const, а в элементах «точка - поверхность» учесть зависимость трения от скорости относительно-

го движения контактируемых поверхностей (рис. 3). Эта зависимость аппроксимируется экспоненциальной моделью снижения трения.

Рис.3. Зависимость коэффициента трения от относительной скорости движения точки контакта

Уравнения динамического равновесия конечно-элементной модели трубопровода в матричной форме имеют вид: Ми + Сй +Ки = , где М, С, К - матрицы масс, демпфирования, жесткости; и, и, й - векторы узловых

перемещений, скоростей, ускорений; вектор приложенной в узлах

внешней нагрузки. Точкой обозначено дифференцирование по времени. Матричное уравнение решается методом Ньюмарка, который реализует метод конечных разностей на временном интервале А? = /и+1 - /„.Дается описание реализации решения используемых в работе уравнений динамического и статического равновесия, обсуждаются особенности формулировок граничных и начальных условий, задания параметров решения задачи.

Обсуждаются особенности, которые должны быть учтены при формулировке граничных и начальных условий, задании параметров решения. Первая - это неопределенность граничных условий в местах опирания трубопровода на промежуточные опоры на всех стадиях нагружениа. Известно только частично или полностью положение трубопровода в крайних «мертвых» опорах и положение остальных промежуточных опор (ригелей), которое определяется на стадии проектирования из чертежа, при строительстве - из строительной документации, на стадии эксплуатации - по данным геодезических

измерений (в реализованных моделях их линейные и угловые перемещения полагаются равными нулю). Фактическое положение трубопровода на опорах определяется из решения многоконтактной задачи с использованием алгоритмов, реализующих методы штрафных функций или Лагранжа решения контактных задач. Вторая особенность - необходимость отслеживания истории нагружения трубопровода, которая обусловлена сильной физической нелинейностью задачи (наличием трения в опорах). Этот фактор проявляется как при решении задач в статической постановке, так и в динамической.

В рассмотренных задачах в качестве исходного состояния принимается ненагруженный участок трубопровода, находящийся в покое. При решении задач рассматриваются следующие этапы нагружения: укладка трубопровода на опоры; нагружение трубопровода внутренним давлением рабочего продукта и, при необходимости, другими нормативными расчетными нагрузками (снеговой, гололедной, ветровой, кинематической - перемещением опор); изменение температуры трубопровода.

Для адекватного описания изменения напряженно-деформированного состояния при решении задач необходимо реализовать пошаговое нагружение на каждой стадии. В статической постановке - пошаговое силовое, в динамической - пошаговое временное и силовое. Наряду с обычными требованиями к величине шага нагружения (шаг нагружения должен обеспечить сходимость итерационного процесса решения и отразить историю нагружения) при решении задач в динамической постановке необходимо учитывать особенности реакции рассматриваемой системы на прикладываемые нагрузки. Во-первых, приложение силовой (гравитационной при укладке, внутреннего давления и т.д.) и температурной нагрузок вызывает нестационарную реакцию системы, величина которой зависит от темпа нагружения. Чтобы исключить взаимовлияние приложенных на каждой стадии нагрузок (особенно это важно при изучении температурных возбуждений), переход к каждой последующей стадии должен осуществляться после завершения динамической реакции системы на нагрузку, приложенную на предыдущей стадии на-

гружения. Необходимое для этого время определяется скоростью нагружения и скоростью диссипации энергии в опорах и в самом трубопроводе. Во-вторых, в реальных условиях нагрев или охлаждение трубопровода - процесс существенно более медленный по сравнению с характерным временем динамической реакции трубопроводной системы на вызывающее эту реакцию воздействие. Время заметных изменений температуры (несколько градусов) трубопровода - часы, сутки; время заметных изменений положения трубопровода при возникновении колебаний - доли секунды. Соответственно, мониторинг в реальном масштабе времени поведения трубопровода при изменении его температуры должен иесшеь с шагом, значительно меньшим секунды. На компьютерах средней мощности выполнение расчетов с таким шагом практически не осуществимо, так как требует значительных ресурсов времени и памяти. Тем не менее, учитывая, что динамические возмущения трубопроводной системы, подверженной медленному нагреву или охлаждению, - события достаточно редкие, а также что до момента появления возмущения трубопровод находится в квазистатическом состоянии, скорость изменения температуры трубопровода на этапе температурного нагружения, предшествующего возмущению, может быть взята существенно большей. При этом выбранная скорость не должна быть слишком большой, чтобы полученное напряженно-деформированное состояние трубопровода было адекватным и не было пропущено возникающее динамическое возмущение.

После выявления момента возмущения необходимо выполнить повторное моделирование процесса, повторив расчет с теми же параметрами до момента времени, предшествующего началу возбуждения. Далее для описания изменения напряженно-деформированного состояния в процессе возбуждения расчет необходимо выполнять со значительно меньшим временным шагом.

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

Третья глава посвящена рассмотрению работы надземного трубопровода

в статической постановке, соответствующей требованиям СНиП, параметрическому анализу влияния трения в опорах и природно-климатических факторов на его напряженно-деформированное состояние.

Рассматривается трубопровод с наружным диаметром 720 мм, толщиной стенки труб - 8 мм, толщиной стенки «кривых» вставок компенсатора - 11 мм, зазоры между поверхностью трубы и сваями продольно-подвижных опор - 14 мм, расстояния от поверхности трубы до свай подвижных опор (компенсатора) -1м. Материал трубопровода - сталь типа 09Г2С. Считается, что коэффициенты трения (трения скольжения) в опорах одинаковые и могут принимать одно из значений, лежащих в диапазоне 0 - 0.3.

Нагружение проводится в соответствии с описанием во второй главе. Изменение максимального продольного напряжения на типовом участке надземного магистрального газопровода показано на рис. 4.

Годовой температурный цикл (изменение температуры 0 —* +40 —* - 70 ■

2. ¿1агр>ясение давлением 6 МЦа

1. Укладка ш опоры"

21 41 61 81 101 121 141 161 181 201 221 241 261 281 Шаг нагружения

Рис. 4. Изменение максимальных продольных напряжений на расчетном участке газопровода в процессе нагружения

На первой стадии нагружения (трубопровод укладывается на опоры) максимальные продольные напряжения, обусловленные изгибом, невелики -около 10 МПа; напряженное состояние в трубопроводе, как и следовало ожидать, не зависит от наличия трения. Нагружение рабочим давлением (еле-

дующие 4 шага нагружения) приводит к увеличению максимального значения продольного напряжения на расчетном участке до - 120 - 140 МПа; нижнее значение - соответствует отсутствию трения, верхнее - трению с коэффициентом «сухого» трения, равным 0.3.

Далее изменение напряженно-деформированного состояния трубопровода связано с изменением его температуры. Сначала при повышении температуры трубопровода на 40 градусов (следующие 80 шагов нагружения) происходит монотонное увеличение максимального напряжения на участке до ~150 - 190 МПа, в зависимости от величины коэффициента трения. При последующем понижении температуры на 70 градусов (следующие 140 шагоз нагружения) максимальные напряжения на участке при отсутствии трения падают примерно до исходных значений, соответствующих началу процесса изменения температуры, а при наличии трения сначала падают, а затем вновь увеличиваются до ~ 150 МПа при коэффициенте трения 0.3. И, наконец, при возвращении к температурным условиям, соответствующим температуре «фиксирования расчетной схемы» (следующие 40 шагов нагружения), при наличии трения максимальные напряжения на участке сначала падают, а затем, к концу рассматриваемого температурного цикла, немного подрастают.

Таким образом, из рисунка 4 видно, что трение существенным образом влияет на напряженное состояние надземного трубопровода при изменении его температуры.

Более наглядное представление о влиянии трения на изменение напряженно-деформированного состояния трубопровода, обусловленное изменением его температуры, дают графики с выделенной температурной стадией нагружения, на которых при этом по оси абсцисс отложено текущее изменение температуры. Так, на рис. 5, на котором изображены зависимости максимальных продольных напряжений на трубопроводном участке от температуры трубы, дополнительно хорошо видно влияние истории нагружения: при учете в расчетах трения в опорах значения напряжений при одних и тех же температурах при изменении направления нагружения не совпадают, а на-

пряжения в трубопроводе в конце температурного цикла отличаются от напряжений в исходном состоянии.

200 180 160 140 120 100

* * *

* • 1 * * 1 - У / , * ✓

> х-' . * \ - " « - - , - - ч __V С- -''

Ц= 0.3 ¡а =0.16

= 0.01

¿го

'-30 -20 -10 0 10 20 30 Изменение температуры, град.

40

Рис. 5. Изменение максимальных продольных напряжений

Далее подробно исследуется изменение деформированного состояния трубопровода и максимальных продольных напряжений на расчетном участке в течение годового температурного цикла при различных значениях коэффициента трения в контактных парах «трубопровод-опоры», в течение нескольких годовых температурных циклов, при суточных изменениях температуры трубопровода (при минимальных и максимальных абсолютных температурах воздуха). Анализируется влияние вертикальных перемещений опор - характерного явления для надземных трубопроводов, работающих в условиях вечной мерзлоты - на напряженно-деформированное состояние газопровода при изменении температуры.

В заключительной части главы приведен пример расчета напряженно-деформированного состояния при нормативном температурном диапазоне и действии снеговой нагрузки для надземного трубопровода, работающего в климатических условиях Таймыра.

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

Вначале рассматриваются простейшие модели о реакции на изменение температуры однопролешой балки (трубопровода) длиной Ь с одним заделанным концом, а с другой стороны опирающейся на опору с трением. С учетом как продольных, так и изгибных деформаций. Для первой модели получено аналитическое и численное решение. Методом разложения по формам собственных колебаний балки получены формулы для продольных перемещений и напряжений. Эта же задача решается с помощью математического моделирования. Сравнение результатов моделирования с аналитическим решением показывает, что численный метод полностью отражает как сложную форму колебательного процесса, так и характер его изменения во времени; погрешность численного моделирования незначительна (рис. 6).

0.05

Время, с

05

Время, с

Рис. 6. Результаты аналитического решения (слева) и моделирования (справа)

Затем выполняется адекватное полномасштабное моделирование динамического поведения типового участка реального трубопровода. Рассматривается укладка трубопровода на опоры, нагружение рабочий давлением и далее

- изменение температуры трубопровода до момента появления колебаний и перехода к новому состоянию квазистатического равновесия. На рис. 7 приведены результаты моделирования, иллюстрирующие возникновение колебаний трубопровода в процессе медленного изменения его температуры.

Рис. 7. Продольные напряжения в точках 1,9,25 поперечного сечения 11 (см. рис. 2) трубопровода

Напряжения в трубопроводе в местах опирания при динамическом возмущении почти сразу затухают, а в пролетах наблюдается гораздо более длительный колебательный процесс. Наибольшие размахи напряжений (в рассмотренных в работе моделях) реализуются над опорами в конце прямолинейных участков перед компенсатором (25 МПа), в начале компенсатора (32 МПа) и в пролете перед «кривой» вставкой вершины компенсатора (27 МПа).

Основные выводы и результаты работы

1. Разработаны математические модели и программные модули для изучения напряженно-деформированного состояния реальных магистральных газопроводов надземной прокладки в статической и динамической постановках. Данные математические модели и программные модули позволяют адек-

ватно учесть конструктивное и материальное исполнение трубопроводной системы, техническое состояние опорко-ригельных устройств, условия взаимодействия и работы контактных пар, действующие эксплуатационные нагрузки и природно-климатические воздействия, историю их изменения.

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

3. Проведено полномасштабное моделирование поведения типового участка надземного трубопровода в статической постановке, которое показало, что трение в опорах существенным образом влияет на напряженно-деформированное состояние трубопровода.

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

5. Выполнен нормативный расчет напряженно-деформированного состояния типового участка надземного газопровода, работающего на Таймыре. Показано, что в природно-климатических условиях Таймыра снеговая нагрузка не оказывает существенного влияния на его работу.

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

7. Динамические возмущения оказывают заметное влияние на напряжен-

но-деформированное состояние трубопровода, и их надо учитывать для адекватной оценки прочности и работоспособности трубопроводных систем при проектировании и экспертизе промышленной безопасности, для объяснения наблюдаемых при эксплуатации явлений, в том числе и аварийных отказов.

Публикации по теме диссертации

1. Муравин ЕЛ., Стенина Т.Е., Чирков В.П. Динамические возмущения надземных трубопроводов/ Вестник МЭИ, № 6,2008, с.139-145.

2. Декларация промышленной безопасности систем межпромысловых и магистральных газопроводов Северо-Соленинское - Южно-Соленинское -Мессояха - Норильск с компрессорной и газораспределительными станциями открытого акционерного общества «Норильскгазпром». Норильск: ОАО «Норильскгазпром», ООО НЩ «ДИАТЭКС», 2005. - 94 С. (Нечипоренко П.Р., Муравин Е.Л., Гальченко С.А., Стенина Т.Е. и др.).

3. Положение по организации и проведению технического диагностирования надземных магистральных трубопроводов ОАО «Норильскгазпром». Норильск: ОАО «Норильскгазпром», ООО НТЦ «ДИАТЭКС», 2002. - 56 С. (Муравин E.JI., Нечипоренко П.Р., Родионов Н.В.. Стенина Т.Е. и др.)

4. Муравин E.JL, Попов А.Л., Стенина Т.Е. Простейшие имитационные модели динамических процессов в трубопроводных системах, обусловленных силами «сухого» трения в опорах. Сб. трудов VI конференции пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH, 2006, с. 68-72.

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

6. РД 26.260.16 - 2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ.

Подписано в печать /Л- iV' ¿#/"Зак. 3.4Í Тир. ÍOO П.л. /Л à"

Полиграфический центр МЭИ(ТУ)

Красноказарменная ул.,д.13

Введение.

1. Обзор литературы.

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

1.1.1. Температура окружающей среды.

1.1.2. Ветер.

1.1.3. Снег и гололед.

1.1.4. Мерзлота.

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

1.2.1. Провисы трубопровода над опорами.

1.2.2. Смещения ложементов.

1.2.3. Наклоны ригелей.

1.2.4. Повреждения свай, разрушения опор.

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

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

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

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

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

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

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

2.3. Уравнения, граничные и начальные условия.

2.3.1. Динамическая постановка задачи.

2.3.2. Статическая постановка.

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

2.4. Автоматизация процесса моделирования.

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

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

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

3.3. Влияние суточных изменений температуры на напряженнодеформированное состояние газопровода.

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

3.5. Напряженно-деформированное состояние трубопровода при нормативных нагрузках.

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

4.1. Простейшие модели динамических возмущений.

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

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

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

4.2.1. Проектное положение трубопровода.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Первый газопровод (диаметр 530 мм, толщина стенки 7 мм), Промышленный - Берге, был построен здесь в 1964 г., [75]. Его строительство носило производственно-экспериментальный характер. Схема прокладки газопровода была выбрана надземной на деревянных опорах высотой 0.5 — 2.5 м, установленных с интервалом 25 м. Для компенсации продольных перемещений в плане трубопровод проложен «змейкой»; расстояние между поворотами на 30° (две кривые вставки по 15° размером 0530x9 мм) составляло около 150 м. Материал трубы — сталь 09Г2С, кривых вставок — сталь 09Г2.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Целью настоящей работы является:

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

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

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

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

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

Диссертация состоит из 4-х глав и приложения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Материалы настоящей работы представлены в виде докладов и публикаций:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- РД 26.260.16 - 2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

С этой целью в настоящей диссертации

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

17. ВРД 39-1.10-006-2000. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.

18. ВРД 39-1.11-014-2000. Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для газонефтепроводов.

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

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

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

22. ГОСТ 10243-75. Сталь. Метод испытаний и оценки макроструктуры.

23. ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов.

24. ГОСТ 25.506-85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении.

25. ГОСТ 25100-95. Грунты. Классификация

26. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

27. ГОСТ 27.518-87. Диагностирование изделий. Общие положения.

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

29. ГОСТ Р 27.310-93 Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения. М.: Госстандарт, 1993.

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

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

32. Закон РФ «О безопасности» от 05.03.92 № 2446-1 // Экономика и жизнь. 1994.- № 12 (июнь) - С.4 - 5.

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

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

35. Концепция национальной безопасности Российской Федерации (утверждена Указом Президента РФ от 10.01.2000 № 24, с 3-5) // Российская газета. -18 янв.-2000.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

53. Положение о классификации чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера. Утверждено постановлением Правительства Российской Федерации № 1094 от 13.09.1996.

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

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

56. Пособие по проектированию отдельно стоящих опор и эстакад под технологические трубопроводы (к СНиП 2.09.03-85). М: ЦНИИпромзданий ГОССТРОЯ СССР, 1989.

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

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

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

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

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

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

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

64. РД 26.260.16 2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ.

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

66. РД 51-00158623-10-95. Инструкция по возведению и расчету анкерных противопучинных свай конструкции "ВНИИГАЗ-NKK" для опор надземных трубопроводов в районах распространения вечной мерзлоты.

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

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

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

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

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

72. СНиП 2.01.07-85. Строительные нормы и правила. Нагрузки и воздействия.

73. СНиП 2.02.04-88. Строительные нормы и правила. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах.

74. СНиП 41-02-2003. Тепловые сети.

75. СНиП 2.04.12-86. Строительные нормы и правила. Расчет на прочность стальных трубопроводов.

76. СНиП 2.05.06-85. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы.

77. СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий.

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

79. СНиП 4.02-91. Магистральные и промысловые трубопроводы газонефтепродуктов.

80. СНиП II-3-79* Строительная теплотехника

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

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

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

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

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

86. Федеральный закон о магистральном трубопроводном транспорте.

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

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

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

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

91. ANSYS 9.0 Theory Reference

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

93. Canudas de Wit C., Olsson H., Astrom К J., Lishinsky P. A New Model for Control of Systems with Friction // ШЕЕ Trans. AC-40, 1995. № 3. p. 419425.

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

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

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

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

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

99. Расчетный счет 40702810311020100955 в Волгоградском ОСБ 8621 г.Волгоград

100. БИК 041006647, Кор. счет 30101810100000000647, ИНН/КПП 3442046536/344201001, ОКПО 48083142, ОКОНХ 9530пор. Демократический, 2-10, г. Волгоград, а/я 41, 400007 тел./факс: (8442) 27-30-98, 73-95-72 diatex@avtlg.ru; www.diatex.ru

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