Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Постановка задач на собственное исследование.. 13
1.1. Анализ конструктивных и эксплуатационных особенностей технологических трубопроводов нефтегазовых производств, влияющих на безопасность их эксплуатации 13
1.2. Исследование развития системы диагностического обслуживания технологических трубопроводов, место в ней работ по оценке технического состояния объектов 18
1.3. Определение НДС как основа оценки технического состояния технологических трубопроводов 24
1.4. Формулирование задачи на собственное исследование 31
Выводы по главе 33
Глава 2. Оценка технического состояния трубопроводных обвязок технологического оборудования нефтегазовых производств по результатам геодезической съемки 34
2.1. Методы оценки технического состояния технологических трубопроводов, основанные на аналитических методах анализа НДС по данным о пространственном положении оси трубопровода 34
2.2. Применение методов сглаживания данных геодезической съемки при расчетном определении НДС 37
2.2.1. О погрешности определения пространственного положения трубопровода геодезическим методом 37
2.2.2. О применении методов сглаживания данных геодезической съемки , 39
2.3. Использование для анализа НДС трубопроводных обвязок
статистических методов 47
Выводы по главе 62
Глава 3. Разработка методических рекомендаций по применению метода конечных элементов при оценке технического состояния технологических трубопроводов нефтегазовых производств по результатам технической диагностики 64
3.1. Особенности применения метода конечных элементов при определении НДС трубопроводных конструкций 64
3.2. Разработка методических рекомендаций по выбору расчетных схем, граничных условий и условий нагружения при оценке технического состояния технологических трубопроводов нефтегазовых производств 70
3.2.1. Исследование НДС Г-образной трубопроводной конструкции (гидростенда) 71
3.2.2. Исследование НДС выходной линии обвязки пылеуловителя 76
3.2.3. Исследование НДС участка шлейфа компрессорного цеха...82
3.3. Разработка методологии выбора расчетных моделей и адекватного задания граничных условий и условий нагружения 91
Выводы по главе 94
Глава 4. Разработка методологии оцеки технического состояния технологических трубопроводов с локальными дефектами стенок по результатам технической диагностики 95
4.1. Особенности оценки технического состояния технологических трубопроводов с дефектами стенок 95
4.2. Разработка методических рекомендаций по применению метода конечных элементов при оценке технического состояния конструкций с дефектами 100
4.3. Совершенствование методологии оценки технического состояния технологических трубопроводов с локальными дефектами стенок на основе натурных испытаний несущей способности дефектных участков 106
Выводы по главе 111
Общие выводы 112
Литература
- Анализ конструктивных и эксплуатационных особенностей технологических трубопроводов нефтегазовых производств, влияющих на безопасность их эксплуатации
- Методы оценки технического состояния технологических трубопроводов, основанные на аналитических методах анализа НДС по данным о пространственном положении оси трубопровода
- Особенности применения метода конечных элементов при определении НДС трубопроводных конструкций
- Особенности оценки технического состояния технологических трубопроводов с дефектами стенок
Введение к работе
Технологические трубопроводы нефтегазовых производств относятся к ответственным энергетическим сооружениям, к надежности и безопасности эксплуатации которых предъявляются повышенные требования.
Главными причинами высоких требований к промышленной безопасности технологических трубопроводов являются человеческие жертвы и огромные потери в случае аварий, вызванные как разрушением дорогостоящего оборудования, зданий и сооружений, так и прекращением производственного процесса на продолжительный срок, и связанный с этим недовыпуск продукции. Так, согласно [164], в 1997 году на компрессорных станциях ОАО «Газпром» произошло 25 аварий, при этом только три наиболее крупных из них привели к человеческим жертвам и нанесли ущерб в 600 млн. руб.
Другой существенной причиной является сложность ремонта и восстановления выведенного из строя оборудования и трубопроводов. Это связано как с жесткими нормативами на строительство и приемку технологических трубопроводов, так и с значительной удаленностью многих объектов нефтегазового комплекса от густонаселенных мест и коммуникаций.
Следует также отметить возможность значительного экологического ущерба окружающей среде в случае аварии технологического трубопровода, что является особенно опасным на объектах нефтегазохимического комплекса, расположенных вблизи крупных населенных пунктов.
Кроме того, необходимо отметить общее старение, моральный и физический износ оборудования отрасли, постоянно ужесточающиеся требования к промышленной и экологической безопасности, а также то, что обычно потеря работоспособности подобных конструкций - результат постепенного накопления повреждений, которые, достигнув определенной
величины, начинают препятствовать нормальной эксплуатации трубопровода.
Все это заставляет уделять повышенное внимание диагностике и мониторингу технического состояния технологических трубопроводов нефтегазовых производств.
Применяемые в настоящее время средства технической диагностики в большинстве случаев позволяют с достаточной точностью определять тип, местоположение и размеры локальных дефектов. Однако, для технологических трубопроводных обвязок, имеющих сложную конструкцию, применительно к которым возможности внутритрубной диагностики (ВТД) существенно ограничены, выявление локальных дефектов относительно осложнено.
Техническое диагностирование проводится на регулярной основе, поскольку часть дефектов возникает и развивается на этапе эксплуатации оборудования.
Применяемые средства и методы технического диагностирования не являются универсальными, пригодными для обнаружения дефектов всех типов. На практике для определения технического состояния объекта используют несколько различных видов контроля, каждый из которых адаптирован для выявления дефектов определенного типа.
Состав работ по техническому диагностированию и применяемые средства контроля зависят от конструктивного исполнения трубопровода, особенностей и срока его эксплуатации.
Комплекс работ по оценке технического состояния трубопроводной обвязки обычно ограничивается дефектоскопией и поверочным расчетом на внутреннее давление.
Между тем, значительная часть аварий обусловлена воздействием на конструкцию непроектных нагрузок. В связи с этим при определении технического состояния технологических трубопроводов необходимо
контролировать изменение напряженно-деформированного состояния (НДС) в процессе эксплуатации.
Однако, определение НДС трубопровода затруднено из-за неполноты информации о граничных условиях (особенностей работы опорных конструкций, характера воздействий грунта, особенностей закрепления на присоединительных фланцах технологических аппаратов, в местах переходов «земля-воздух» и т.д.) и особенностях нагружения (схема приложения и величина реальных эксплуатационных нагрузок).
Следует также учитывать, что задача определения технического состояния конструкций трубопроводных обвязок осложняется следующими факторами:
имеющими место отступлениями от проекта при строительстве, которые не всегда согласовывались с проектными организациями и отражались в исполнительной документации;
полным или частичным отсутствием проектной, исполнительной и эксплуатационной документации.
В этой связи актуальным становиться совершенствование методики оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования с учетом неопределенности граничных условий и условий нагружения, что и является целью настоящей работы.
Для достижения этой цели необходимо решить следующие задачи:
разработать методику оценки НДС технологических трубопроводов по данным геодезической съемки их пространственного положения, с учетом имеющихся погрешностей;
разработать рекомендации по формулированию граничных условий при использовании метода конечных элементов (МКЭ) для прочностного расчета технологических трубопроводах при различных видах нагружения;
разработать методику оценки технического состояния трубопроводов при одновременном учете непроектного положения трубопровода и наличия локальных дефектов стенки.
Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы и приложений.
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи, изложены основные положения диссертации, выносимые на защиту.
В первой главе проводится анализ конструктивных и эксплуатационных особенностей технологических трубопроводов нефтегазовых производств, влияющих на их безопасную эксплуатацию.
С целью определения параметров, определяющих изменение технического состояния объектов исследования во времени, проведен анализ отказов, имевших место на технологических трубопроводах компрессорных станций ОАО «Газпром».
Из проведенного анализа следует, что:
- наиболее распространенной причиной отказов (до 50%) является
действие непроектных нагрузок, в основном кинематических - из-за
подвижек опорной системы и просадок подземных коллекторов;
- на отказы, связанные с локальными дефектами стенки трубы, также
оказывали влияние непроектные нагрузки.
Показано, что значительная часть аварий обусловлена действием непроектных нагрузок, которые приводят к возникновению дополнительных напряжений в трубопроводах в апреле и в октябре (времени оттаивания и замерзания грунта), связанных с изменением жесткости грунта и подвижками опорных конструкций.
Также в главе проведен анализ системы диагностического обслуживания оборудования и технологических трубопроводов нефтегазовых производств, рассмотрены факторы, влияющие на ее эффективность. Показано, что анализ НДС является неотъемлемым и основным этапом оценки технического состояния трубопроводов и сосудов, и включает в себя экспериментальную и расчетную оценки уровня действующих напряжений.
На основе анализа методик прямых измерений напряжений и деформаций в конструкциях (метода тензометрии, ультразвукового,
электромагнитных, амплитуд о-фазо частотно го, рентгеновского, метода магнитной памяти металла) и методических рекомендаций по использованию аналитических методов прочностного расчета, рассмотреных в работах А.Б. Айнбиндера, В.Л, Березина, П.П. Бородавкина, СП. Зарицкого, М.Н. Захарова, В.А. Полякова, В.Е. Селезнева, А,М. Синюкова, В.М. Стоякова, Г.Н. Тимербулатова, В.В. Харионовского, A.M. Шарыгина, В.Е. Шутова, где показано, что основная сложность их использования заключается в моделировании конструкций сложной конфигурации и учете эксплуатационных нагрузок, рекомендуется для повышения достоверности, оценки технического состояния использовать не менее двух различных методов определения НДС.
Отличительной особенностью трубопроводных обвязок является то, что эти системы подвержены воздействию комплексных переменно-постоянных нагрузок, и являются системами с распределенными параметрами. Распределенные параметры характерны не только для механической системы «трубопровод - запорно-регулирующая арматура - аппарат - опоры», но и для источников нагрузок. В связи с этим исключается возможность оценки НДС только экспериментальными средствами, позволяющими получать диагностическую информацию только в дискретных точках системы. Также невозможно достоверно определить НДС трубопровода только расчетными методами из-за неопределенности влияния непроектных нагрузок.
На основе проведенного анализа сформулирован порядок совместного использования расчетных и экспериментальных методов определения НДС при определении технического состояния технологических трубопроводов.
В завершении первой главы сформулированы цель и задачи исследования.
Во второй главе рассматриваются аналитические модели оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам технической диагностики (в основном данным геодезической съемки).
В инженерной практике из-за значительных погрешностей определения пространственного положения элементов трубопроводной обвязки геодезическим методом провести оценку технического состояния конструкции достаточно сложно.
Для повышения точности расчетов в работе предложен алгоритм сглаживания данных геодезической съемки.
К недостаткам предложенного метода следует отнести накопление погрешности на всех этапах сглаживания и очень высокие требования к качеству геодезической съемки и другие. В связи с этим данный метод нельзя рекомендовать в качестве универсального, однако он может быть использован для предварительного анализа технического состояния трубопроводной системы в непроектном положении.
В работе разработан более универсальный подход к оценке технического состояния трубопроводных обвязок в непроектном положении. Этот подход основан на использовании статистических методов при определении параметров уравнения упругой линии балки, описывающего продольную ось трубопровода. Для аппроксимации продольной оси трубопровода используются классические уравнения упругой линии балки, записанные в форме метода начальных параметров.
Для корректировки расчетной схемы в условиях неопределенности граничных условий рекомендуется проводить поиск оптимального положения точки начала координат на расчетных участках.
Однако, для технологических трубопроводов со сложной геометрией, значительным количеством разнообразных элементов (запорно-регулирующей арматуры, фасонных изделий), прямолинейные участки на которых имеют длину порядка шага геодезической съемки, лучшие результаты получаются при использовании численных методов прочностного расчета.
Третья глава посвящена разработке рекомендаций по формулированию граничных условий при использовании метода конечных элементов (МКЭ) для оценки технического состояния технологических трубопроводов.
Для отработки методов моделирования типовых для технологических трубопроводов граничных условий: опор, переходов «земля-воздух», присоединений к ГПА и технологическим аппаратам, были использованы результаты исследований, выполненных в рамках испытаний средств и методов определения НДС на КС «Лысково».
На основе сравнения результатов исследования НДС конструкций МКЭ и экспериментальными методами, а также с учетом опыта расчета конструкций подобного типа сформулированы рекомендации по выбору расчетных моделей конструкций, формирования граничных условий и условий нагружения.
Четвертая глава посвящена рассмотрению особенностей оценки технического состояния технологических трубопроводов с локальными дефектами стенок.
Существующие методики оценки опасности дефектов не учитывают сложный характер НДС технологических трубопроводов в непроектном положении.
Поэтому в четвертой главе рассматриваются особенности применения разработанной в предыдущих главах методики к трубопроводным конструкциям, имеющим дефекты.
В работе предлагается подход, основанный на сочетании различных вариантов расчета методом конечных элементов. Расчет предлагается вести в два этапа, последовательно уточняя расчетную схему и граничные условия.
Подобный подход проиллюстрирован на примере дефектной трубопроводной обвязки ГПА КС «Гаврилов Ям» ООО «Мострансгаз».
Результаты исследования докладывались на научных и научно-практических конференциях в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2001 и 2002 год), Всероссийских конференциях молодых ученых,
специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2001 и 2003 год), Пятой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003 год), Международной научно-практической конференции «Инженерное искусство в развитии цивилизации» (Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2004 год), тематических семинарах «Диагностика оборудования и трубопроводов КС» (Светлогорск. 2002, 2003, 2004 год; Геленджик, 2005 год; Туапсе, 2006 год) и совещаниях ОАО «Газпром». Основные положения диссертационной работы нашли отражение в 11 публикациях.
Результаты работы имеют практическую значимость. Разработанные в диссертации научные положения позволяют повысить достоверность оценки технического состояния технологических трубопроводов и уменьшить объемы ремонтных работ.
Так, по результатам внедрения результатов диссертации при разработке программы ремонта технологических трубопроводов КС «Похвистнево» ООО «Самаратрансгаз» удалось уменьшить длину участков, подлежащих ремонту, с 900 м до 150 м.
Результаты работы также использовались при разработке рекомендаций по повышению надежности эксплуатации технологических трубопроводов КС «Афипская» и КС «Кущевская» ООО «Кубаньгазпром», КС «Богандинская» ООО «Сургутгазпром».
Разработанные результаты положены в основу «Методики оценки и контроля НДС трубопроводных систем в непроектном положении с использованием регулируемых опор», утвержденной начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» Будзуляком Б.В.
Анализ конструктивных и эксплуатационных особенностей технологических трубопроводов нефтегазовых производств, влияющих на безопасность их эксплуатации
Технологические трубопроводы нефтегазовых производств относятся к ответственным энергетическим сооружениям, к надежности и безопасности эксплуатации которых предъявляются повышенные требования.
При решении задачи обеспечения безопасной эксплуатации этих объектов необходимо учитывать особенности, отличающие данные конструкции от других строительных сооружений, эксплуатируемых в различных отраслях промышленности.
Технологические трубопроводы рассчитаны на сравнительно большой срок службы. Выход таких конструкций из строя из-за разрушения в буквальном смысле этого слова является редким событием. Обычно потеря работоспособности конструкции - результат постепенного накопления повреждений, которые, достигнув определенной величины, начинают препятствовать нормальной эксплуатации конструкции.
Большое разнообразие типов и конструктивных элементов трубопроводных обвязок, широкий спектр и совершенно различная природа нагрузок и воздействий (внутреннее давление продукта; масса продукта; масса трубопровода и технологических устройств; температурные воздействия; воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.); вес грунта для подземных технологических трубопроводов; воздействие неравномерных деформаций грунта (деформация просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых при оттаивании); снеговые, ветровые и другие нагрузки; динамические нагрузки от вибраций машин и пульсаций потока) на трубопроводы [150] не позволяют разработать универсальный подход к обеспечению безопасной эксплуатации обвязок.
Технологические трубопроводы нефтегазовых производств являются металлоемкими сооружениями, включающими в себя огромное количество труб и монтажных сварных соединений, участков с различной толщиной стенки, различными механическими свойствами материалов, использованных при их изготовлении.
Следует отметить, что на технологические трубопроводные обвязки наряду с проектными нагрузками (внутреннее давление, вес продукта и конструкций, температурные перепады и т.д.) также действуют непроектные нагрузки: кинематическое воздействие со стороны опорной системы (сезонные просадки фундаментов и коллекторов, выпучивания опорных конструкций) и динамическое воздействие (вибрация технологических машин, пульсации потока среды). Также необходимо учитывать действие малоцикловых нагрузок (так например, обвязка ГПА компрессорного цеха за жизненный цикл может выдержать до 1000 перезапусков и более).
Специфической особенностью конструкций технологических трубопроводов нефтегазовых производств является наличие отступлений от проектов, имевших место при сооружении конструкций, что в сочетании с полным или частичным отсутствием проектной и эксплуатационной документации и сведений о ремонтных и диагностических работах на ранних стадиях эксплуатации (что встречается достаточно часто) вносит дополнительную неопределенность и затрудняет достоверное определение технического состояния объекта.
Следует также отметить, что значительная часть трубопроводов нефтяной и газовой отраслей промышленности, находится в эксплуатации длительный период. Так, на начало 2005 года около 60% магистральных газопроводов России эксплуатируются более 20 лет, а более 20% - более 33 лет, то есть превысили нормативный срок эксплуатации (рис. 1.1,1.2) [71].
Изменение технического состояния технологических трубопроводов нефтегазовых производств в процессе эксплуатации связано с эрозионным износом и утонением стенок, изменением свойств материалов во времени (оказывает, впрочем, незначительное влияние), появлением и развитием локальных дефектов (трещин, расслоений), возникновением коррозионных поражений и непроектных нагрузок, связанных с сезонными подвижками грунтов и отступлениями от проекта при строительстве.
В работе [164] проведен анализ отказов, имевших место на технологических трубопроводах компрессорных станций ОАО «Газпром».
Из приведенных данных (рис. 1.3) следует, что: - наиболее распространенной причиной отказов (до 50%) является воздействие на конструкции трубопровода непроектных кинематических нагрузок из-за просадок коллекторов и выпучивания опорных систем (эти воздействия являются причиной 75% наиболее тяжелых отказов [164]);
Методы оценки технического состояния технологических трубопроводов, основанные на аналитических методах анализа НДС по данным о пространственном положении оси трубопровода
Аналитические методы расчета НДС технологических трубопроводов основаны на решении дифференциального уравнения упругой линии трубопровода.
Рис. 2.1. Деформированный участок трубопровода. Рассмотрим участок технологического трубопровода в деформированном состоянии, заключенный между началом координат и Достоинство их состоит в том, что они позволяют описать НДС исследуемой конструкции в виде некоторых функциональных зависимостей, что дает возможность провести анализ поведения конструкции при различного рода воздействиях на нее. произвольным сечением, положение которого определяется абсциссой х (рис. 2.1). На рисунке изображены внешние силовые факторы Рх, Q0, М0, Р, q, действующие на трубопровод, внутренние силовые факторы М(х), Q(x), N(x) и перемещения - линейные уо и у(х) (прогибы) и угловые щ и р(х) (углы поворота сечений). Ось х выбрана совпадающей с продольной осью трубопровода в недеформированном состоянии, начало координат помещено на левом конце участка трубопровода. Из курса сопротивления материалов [147] известно соотношение: J_ = M(xl (2Л р(х) E.J где р(х) - радиус кривизны оси трубопровода в точке с координатой х\ М(х) -изгибающий момент в сечении с координатой х; EJ - жесткость трубопровода.
Задача определения внутренних силовых факторов в трубопроводных обвязках может быть сведена к определению радиуса кривизны трубопровода по результатам геодезической съемки.
Простейший способ определения радиуса кривизны трубопровода по данным геодезической съемки предложен Соколовым Д.Л. [134].
Для решения проблемы достоверного определения радиуса кривизны изогнутого участка трубопровода необходимо достаточно точно определить пространственное положение трубопровода по данным геодезической съемки, которая должна быть в этом случае проведена с точностью не менее 1 мм [60].
Практически погрешности определения пространственного положения трубопровода геодезическим методом имеют различную природу [29] и могут классифицироваться как: - ошибки объекта, обусловленные его изменением во времени; личные субъекта измерений, вызванные недостаточной восприимчивостью органов чувств наблюдателя или неточностью в обработке результатов измерений; - инструментальные ошибки, возникающие вследствие несовершенства конструкции измерительного прибора; - ошибки метода измерений; - внешние ошибки (например, колебания измерительного инструмента в условиях сильного ветра).
Также следует учитывать, что на практике при проведении геодезического обследования невозможно выполнить нивелировку всей трубопроводной обвязки с одного стационарного положения нивелира -приходится делать «перестановки», что вносит дополнительную погрешность. Формула погрешности определения пространственного положения 5 трубопровода геодезическим методом при использовании перестановок по промплощадке с учетом требований [29] будет иметь следующий вид: s -hL +2+r2+ri2- (2.3) где: т/ - погрешность фиксирования результатов геодезических измерений человеческим глазом; миш - ошибка, допускаемая мерительным инструментом; со - ошибка, отражающая неточность стыковки труб при сварке; у- ошибка, вызванная отклонением геометрической формы сечения труб (неравностенность, колебания диаметра, шероховатость поверхности), а также неточной стыковкой элементов трубопровода; п - число перестановок нивелира по промплощадке.
Результаты расчетов по приведенной формуле, результаты исследований [19, 29, 131], а также практический опыт работы по обследованию технического состояния трубопроводных обвязок нефтегазовых производств позволяют сделать вывод о том, что геодезическая съемка технологических трубопроводов может быть проведена с инженерной точностью - 5 мм, при этом при большом количестве перестановок (в случае сложной геометрии обвязки или значительной длины шлейфа) погрешность может возрасти до 10 мм и более.
По данным [134] такая погрешность геодезической съемки приводит к появлению погрешности определения изгибных напряжений на технологических трубопроводах величиной до 50 МПа, что существенно затрудняет определение НДС технологических трубопроводов методами, основанными на решении дифференциального уравнения упругой линии трубопровода, по данным геодезической съемки. 2.2.2. О применении методов сглаживания данных геодезической съемки
Решение проблемы достоверного определения радиуса кривизны участка изогнутой оси трубопровода в ряде случаев возможно с помощью алгоритмов сглаживания данных, которые позволяют снизить влияние погрешностей геодезической съемки на результаты расчетов.
В научной литературе описано значительное количество методов сглаживания, наиболее часто из них упоминаются следующие:
- регрессионные [11, 81, 84, 118], основанные на замене совокупности случайных величин у(х) условным математическим ожиданием М = \у- fiy{x)) dy = у/(х), называемым функцией регрессии;
- низкочастотной фильтрации [125, 126], основанные на алгоритме быстрого преобразования Фурье [84] (при сглаживании данных этим методом сначала проводят расширение исходного массива данных геодезической съемки для компенсации граничных эффектов, а затем выполняют пространственную фильтрация с помощью дискретного преобразования Фурье);
- метод сглаживающих кубических сплайнов [106, 107], основанный на рассмотрении не интерполяционной функции у{ совпадающей с заданными значениями в точках, а сглаживающей fi} минимизирующей функционал /,(у) = j]/"(x)f -dx + p x[f( -у,)2, где: f(x) функция положения трубопровода, р 0 - весовые коэффициенты, которые выбираются так, чтобы максимально использовать интервал допустимых ошибок эксперимента.
Погрешность метода сглаживающих кубических сплайнов зависит от погрешности измерения пространственного положения верхней образующей трубы Sи шага замеров А 131].
Особенности применения метода конечных элементов при определении НДС трубопроводных конструкций
В настоящее время при оценке технического состояния технологических трубопроводов нефтегазовых производств наряду с аналитическими расчетными методами широкое распространение получил метод конечных элементов (МКЭ), сущность которого описана в работах [20], [28], [54], [115], [129], [154].
Ключевая идея МКЭ при прочностном анализе трубопроводных конструкции заключается в следующем: конструкция аппроксимируется сеткой конечных элементов, в каждом из которых поведение среды описывается с помощью отдельного набора выбранных функций, представляющих собой напряжения и перемещения в указанной области. После этого составляют дифференциальные уравнения, связывающие функции состояния для каждого из элементов, и эти уравнения решают как систему.
Задача определения НДС пространственной конструкции при действии статических нагрузок является краевой задачей механики деформируемого твердого тела и сводится к решению системы, состоящей из дифференциальных уравнений равновесия (уравнения Навье), геометрических соотношений (уравнения Коши, устанавливающие связь между перемещениями и деформациями) и уравнений совместности деформаций Сен-Венана, физических уравнений (определяющих связь между напряжениями и деформациями), при заданных граничных условиях [7]. В декартовой системе координат: - уравнения равновесия Навье: TSJ+F,=0 (3.1) - уравнения Коши ев=2 9+ь) (3-2) - уравнения совместности деформаций Сен-Венана: Skijl + Slj,ik li,jk kj,il \У-Э) где cry - компоненты тензора напряжений; 8ц - компоненты тензора деформаций; щ - компоненты вектора смещений; F,- - компоненты вектора д объемных сил;у - оператор —; ij, kj= 1,2,3. dXj - модель поведения материала (закон Гука) =1 (3-4) где Eijki - тензор упругости.
Конечно-элементная формулировка решаемой задачи механики деформируемого твердого тела будет выглядеть следующим образом [7]: ±ЫМ-М М-М-М =0 (3-5) где п количество конечных элементов, дискретизирующих расчетную область; [,]= {[в] [/)] [fi]-rfv - матрица жесткости элемента; {F/ }= \[В]Т -[DIIS" ]-dv - вектор температурной нагрузки элемента; у. {F!pr)= \[Nn J -[P]-ds - вектор давления (распределенный по границе) элемента; [F ] - вектор сосредоточенных узловых сил элемента; \F \= jpVf-ІУ] вектор объемных сил элемента; {и} - вектор узловых смещений элемента; [D] - матрица упругости; [В] - матрица связи деформаций с узловыми смещениями, построенная на базе функций формы элемента; [N] - матрица функций формы; [І ] - тепловая деформация.
К основным преимуществам МКЭ следует отнести [52]: - возможность анализа НДС в телах с произвольной конфигурацией границ, что позволяет достаточно точно учитывать реальную геометрию и конструктивные особенности трубопровода; - возможность достаточно просто учитывать различие свойств материала на различных участках конструкции, что позволяет проводить анализ НДС в зонах сварных швов трубопроводов, с учетом различия механических свойств металла зон сварных соединений; - возможность достаточно просто оценивать НДС в наиболее интересующих исследователя локальных зонах путем сгущения сетки конечных элементов; - возможность легко задавать граничные условия в усилиях и перемещениях, а также учитывать наличие начальной пластической или температурной деформации в конечных элементах.
Согласно [9], к программным комплексам, применяемым для оценки технического состояния технологических трубопроводов, предъявляются следующие требования: - возможность моделирования трубопроводов в стержневой постановке прямолинейными и криволинейными элементами; возможность моделирования фасонных изделий, элементов трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры в объемной постановке; - возможность моделирования нелинейной работы опор с трением и возможностью образования зазоров; - возможность задания всех видов нагрузок (давление, вес, температура, кинематическое смещение, трение) для каждой постановки задачи; - возможность расчета с нелинейными свойствами материала при напряжениях более предела текучести;
Особенности оценки технического состояния технологических трубопроводов с дефектами стенок
Как показывает опыт диагностического обслуживания технологических трубопроводов КС ОАО «Газпром» ([10], [26], [35]), при проведении диагностического обследования методами неразрушающего контроля этих конструкций обычно выявляется значительное количество дефектов, таких как дефекты основного металла трубопроводов (трещины, закаты, забоины, расслоения, вмятины, гофры, коррозионные повреждения), дефекты сварных швов (трещины, непровары, смещения кромок шва и т.д.), специфические дефекты фасонных изделий (тройников, крутоизогнутых отводов и т.д.).
Практика показывает, что имеющиеся дефекты оказывают значительное влияние на работоспособность участков технологических трубопроводов, поскольку их развитие в процессе эксплуатации под влиянием воздействия малоцикловых непроектных нагрузок приводит к преждевременному выходу из строя трубопроводных обвязок.
Применяемые в настоящее время технические средства неразрушающего контроля (магнитопорошковые, вихретоковые, ультразвуковые и т.д.) позволяют с достаточной точностью определять расположение, тип и размер внутреннего повреждения металла, однако вопрос оценки реальной опасности выявленных дефектов технологических трубопроводов пока разработан не в полной мере.
Многие из выявляемых дефектов классифицируются как «недопустимые» в соответствии с действующими нормативными документами [57], [59], [82], [91], [93], [119], [138], применение которых для технологических трубопроводов приводит к противоречивым результатам.
Документы [57], [82], [138], применяемые для оценки технического состояния технологических трубопроводов КС с дефектами, являются, по сути, документами, регламентирующими качество строительства и монтажа магистральных трубопроводов, и не могут быть рекомендованы для оценки опасности дефектов на трубопроводах, длительное время находящихся в эксплуатации.
Документы [59], [91], [93], [119] регламентируют оценку опасности локальных дефектов различного типа линейной части магистральных газо- и нефтепроводов, и могут относительно успешно применяться для сравнительно длинных прямолинейных участков технологических трубопроводов, которые с достаточной достоверностью возможно рассматривать как прямые. Однако для технологических трубопроводов сложной конструкции, характеризуемых сложным напряженно-деформированным состоянием, рекомендовать эти нормы в качестве универсальных также невозможно, поскольку они не позволяют учесть всей специфики конкретного локального дефекта (тип, месторасположение и размеры дефекта).
Кроме того, следует учитывать, что все применяемые в настоящее время нормативные документы являются слишком консервативными, что на практике приводит к необоснованному увеличению объемов и усложнению ремонтных работ на технологических трубопроводах.
В этой связи актуальной становится разработка методического подхода к оценке технического состояния технологических трубопроводов с дефектами всех типов на этапе эксплуатации.
Попытки создания такой методики предпринимались ранее некоторым исследователями (авторами работ [б], [7], [22], [51], [52], [53], [149] и др). Ими принималось во внимание, что дефекты металла и сварных швов технологических трубопроводов имеют неодинаковую опасность, в зависимости от зоны, в которой они расположены. Например, авторы работы [108] предлагали обращать особое внимание на дефекты, расположенные в участках трубопроводов с повышенной опасностью, к которым они относили: - участки, имеющие сложную конфигурацию в горизонтальной и вертикальной плоскостях; - пересечения с дорогами и другими искусственными сооружениями; - подводные переходы; - участки с высоким уровнем грунтовых вод; - участки, на которых имели место отказы, сопровождавшиеся разрушением отдельных отрезков трубопровода; - участки с уклонами и прогибами трубопровода под действием нагрузок; - участки с нарушением профиля сечения трубы; - участки с эрозионным и коррозионным утонением стенки трубопровода.
Необходимо отметить, что в данном случае авторы работы [108] опираются на опыт эксплуатации трубопроводных систем и статистику отказов, то есть на данные общего характера, тогда как современные технические средства и современные расчетные технологии на основе МКЭ позволяют в каждом конкретном случае выявить факторы, характеризующие участки с повышенным уровнем напряжений и подверженные действию непроектных нагрузок, которые следует отнести к наиболее опасным.
