Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Определение технологических параметров капитального ремонта магистральных газопроводов с учетом коррозионных повреждений

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Определение технологических параметров капитального ремонта магистральных газопроводов с учетом коррозионных повреждений"

На правах рукописи

КОШЕЛЕВ РУСЛАН ВАЛЕРЬЕВИЧ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.19 — «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки"»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

00315эа^(

Москва - 2007

003159827

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор

Халлыев Назар Халлыевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Тухбатуллин Фарит Гарифович

Защита состоится «25» октября 2007 г. в 15_ часов в ауд. 502 на заседании диссертационного совета Д 212 200.06 при Российском государственном университете нефти и газа им И.М Губкина по адресу. Ленинский проспект 65, ГСП-1, Москва, 119991

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М Губкина

- кандидат технических наук Тютьнев Анатолий Михайлович

Ведущая организация: - Закрытое акционерное научно-проектное

внедренческое общество «НГС-оргпроектэкономика»

Автореферат разослан » сек Л 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

С Г. Иванцова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Коррозионный износ и интенсивное старение трубопроводных систем объективно приводит к увеличению риска аварий и отказов при эксплуатации с тяжелыми экономическими и экологическими последствиями Определяющим критерием обеспечения безопасной эксплуатации и повышения долговечности магистральных газопроводов (МГ) является их надежность - комплексное свойство объекта выполнять заданные функции в течении установленного срока

Надежная и безопасная работа МГ может быть обеспечена в результате правильной технической эксплуатации, своевременных обследований и ремонтов выявленных нарушений Одним из шагов по обеспечению эксплуатационной надежности МГ в настоящее время является принятая и внедренная в производство «Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на период 2004-2010 гг.». При реализации данной программы используется наиболее современная технология капитального ремонта МГ в траншее с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях, позволяющая минимизировать напряжения в трубопроводе и снизить объем работ по ремонту стыков на газопроводе При проведении ремонтных работ меняется пространственное положение оси трубы Подобные изменения вызывают значительные напряжения в локальных участках трубопровода, что, в свою очередь, может привести к его повреждению. Поэтому, при использовании данной технологии необходимо заранее задать допустимые смещения трубопровода, т е технологические параметры ремонтной колонны, что позволит обеспечить надежность проведения ремонтных работ и избежать разрушения или повреждения трубы

Решение данной задачи реализовано с помощью программного комплекса, основанного на методе конечных элементов, позволяющего исследовать напряженно-деформированное состояние (НДС) дефектного ремонтируемого участка МГ в траншее с учетом воздействия от ремонтных машин и оборудования Исследование НДС газопровода во время ремонта

выполняется с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов на его наружной поверхности.

Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании методов расчета НДС дефектных участков МГ в траншее и разработке методических положений по выбору рациональных технологических параметров при капитальном ремонте

Объектом исследования является дефектный участок МГ, находящийся в траншее.

Научная новизна заключается в разработке:

алгоритма расчета допустимых технологических параметров капитального ремонта МГ с учетом сложного характера нагружения К исследуемым технологическим параметрам относятся

• горизонтальные и вертикальные смещения оси трубопровода;

• расстановка и смещения ремонтных машин вдоль ремонтируемого участка МГ,

• сочетания перечисленных смещений,

- математической модели оценки НДС газопровода с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов,

- математической модели оценки вероятности нарушения целостности трубопровода при капитальном ремонте МГ по состоянию надежности;

- методики расчета прочности и устойчивости линейной части МГ с учетом геометрических параметров коррозионных дефектов

Практическая ценность и реализация проведенных исследований

Разработан расчетно-методический комплекс оценки НДС ремонтируемого участка МГ и определения технологических параметров капитального ремонта с учетом сложного характера нагружения и фактической геометрии коррозионных дефектов стенки трубы.

В результате проведенных исследований разработана методика по расчету прочности и устойчивости ремонтируемых участков МГ, позволяющая выбрать наиболее рациональные технологические параметры капитального ремонта

Разработанные математические модели представляют практический интерес для дальнейших исследований в области НДС трубопроводных конструкций при капитальном ремонте и магистральных газонефтепроводов

Работа выполнялась в рамках «Программы по ремонту изоляционных покрытий МГ ОАО «Газпром» на период 2004-2010 гг ».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических и международных конференциях:

VI научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» РГУ нефти и газа им И.М. Губкина M, 2005 г ; ANTICOR 2006 Санкт-Петербург, 2006 г, Эффективность реализации научного и промышленного потенциала в современных условиях (п. Славское, Украина, 2007г), VII конференция пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH. M, 2007 г, а также на научно-технических семинарах кафедры «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и хранилищ»

Публикации. По материалам диссертационной работы опубликовано 9 статей, в том числе 1 статья в ведущем рецензируемом научном журнале

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы из 148 наименований Содержание изложено на 178 страницах, включая 66 рисунков и 19 таблиц

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы, отражена научная новизна, сформулированы основные задачи исследований, связанные с обеспечением надежности и безопасности при проведении капитального ремонта линейной части МГ (ЛЧМГ) с коррозионными дефектами

В первой главе проведен анализ возрастной структуры МГ и современных технологий капитального ремонта ЛЧМГ Проанализированы аналитические и численные методы расчета НДС трубопроводов, а также методы расчета коррозионных дефектов

Из анализа видно, что МГ практически приблизились к своему эксплуатационному ресурсу Средний возраст эксплуатируемых газопроводов составляет более 25 лет (из находящихся в эксплуатации МГ более 15% эксплуатируются свыше 33 лет, около 45% - от 15 до 33 лет, остальные - до 15 лет)

Отказы на МГ с большим возрастом эксплуатации в основном связаны с коррозией и стресс-коррозией металла труб Анализ результатов внутритрубной диагностики (ВТД) МГ показывает, что коррозионные дефекты с потерей метала менее 30% составляют 88%, а более 30% - 5,5% от общего количества дефектов. Таким образом, можно говорить о превалирующей роли коррозионного воздействия на нормативное состояние МГ. Более 40% аварийных разрушений и около 70% аварийных остановок ЛЧМГ вызвано коррозионным воздействием Коррозионный износ МГ связан с тем, что при строительстве МГ, начиная с середины 60-х гт, в основном использовались битумно-мастичные и полимерные пленочные изоляционные покрытия, на настоящий момент исчерпавшие свой ресурс Поэтому возникает острая необходимость в своевременном и качественном ремонте МГ

Капитальный ремонт МГ в ОАО «Газпром» производится с 1971 г В результате анализа объемов капитального ремонта выявлено, что основная часть ремонтных работ (60%-70%) приходится на замену изоляционного покрытия с частичным восстановлением стенки трубы На сегодняшний день существуют различные технологические схемы капитального ремонта При этом к основным требованиям к технологии и организации капитального ремонта МГ для обеспечения эксплуатационной надежности в современных условиях, разработанными Б В. Будзуляком, Н X Халлыевым, А М. Тютьневым относятся комплексная механизация, технологичность, поточность, минимизация ремонтных напряжений, производительность и высокое качество работ Наиболее передовой технологией, отвечающей всем современным требованиям, относится технология капитального ремонта газопровода в траншее с сохранением его пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

Обзор аналитических методов расчета НДС трубопроводов при капитальном ремонте выявил, что модели крайне упрощены допущениями и недостаточно полно учитывают сложный характер нагружения трубопроводной конструкции. Существующие методики по расчету НДС локальных участков стенки трубы (ВРД 39-1.10-004-99) не позволяют учесть реальную конфигурацию профиля коррозионных дефектов, а также основаны на том, что кольцевые и продольные напряжения вызваны внутренним давлением перекачиваемого продукта При проведении ремонта основной нагрузкой являются продольные напряжения, вызванные изгибом трубопровода Поэтому для расчета фактического состояния трубопроводов с имеющимися повреждениями необходимо исследовать, в общем случае, трехмерные модели трубопровода с учетом сложного характера нагружения, что, в свою очередь, требует применения численных методов расчета, из которых в настоящее время наиболее используемым является метод конечных элементов (МКЭ)

Во второй главе разработана математическая модель для расчета НДС МГ с учетом примыкающих подземных участков, физической и геометрической нелинейности при капитальном ремонте в траншее с сохранением пространственного положения Разработана вероятностная модель оценки надежности проведения ремонта.

Проблеме определения НДС трубопроводов посвящены работы А Г Камерпггейна, А Б. Айнбиндера, В Л. Березина, ПП Бородавкина, КЕ Ращепкина, Г.Г Васильева, А Г Гумерова, В Е Шутова, С Г Иванцовой, Н X Халлыева, ВВ. Алешина и др авторов, в которых предложены различные модели расчета Однако, сложность задачи заключается в большем количестве факторов, действующих на трубопровод при капитальном ремонте, а именно взаимодействие трубопровода с грунтом, ремонтными машинами и механизмами, разброс свойств материала и геометрический вид (вогнутое вниз, вверх дугообразное колено), изменение толщины стенки и диаметра трубопровода по длине участка, а также изменение пространственного положения оси МГ

Учет этих факторов позволит адекватно оценить НДС ремонтируемого газопровода и разработать методические рекомендации по выбору рациональных технологических параметров ремонтной колонны

В общей постановке задача определения НДС пространственной конструкции при действии объемных и поверхностных нагрузок является краевой задачей механики деформируемого твердого тела (работы СП Тимошенко, ЮН. Работнова, ЛИ Седова) При этом используются уравнения теории упругости (дифференциальные уравнения в частных производных) с граничными условиями на поверхности.

Особенностью задачи является контакт трубопровода с грунтом, причем грунт играет роль сопротивления, которое зависит от направления перемещения. Нелинейная связь между касательным сопротивлением грунта и продольным перемещением трубопровода, а также сопротивление грунта при вертикальных перемещениях, линеаризируется эмпирическими зависимостями, предложенными А Г Камерштейном, А Б Айнбиндером

Оценка НДС ремонтируемого газопровода с учетом вышеприведенных особенностей нагружения возможна при использовании МКЭ в форме метода перемещений (работы О С Зенкевича, Р Галлагера, Г Стренга, Дж Фикса и др) МКЭ предусматривает следующую последовательность проведения расчета- разбиение тела на конечные элементы и назначение узлов, в которых определяются перемещения, определение зависимостей между усилиями и перемещениями в узлах элемента, составление системы алгебраических уравнений равновесия, решение системы уравнений и определение компонентов НДС тела

Исходное матричное уравнение для расчета вектора перемещений {и} элемента ремонтируемого участка МГ с учетом вышеупомянутых факторов имеет вид:

где [Ке], [КеУ, [Ме] - матрицы жесткости МГ (балочного элемента), жесткости элемента, учитывающая связь трубопровода с грунтом, масс элемента трубопровода с учетом собственного веса и веса изоляции, {Ре}' , {Ре}р, Д}'"5 -

(1)

векторы температурной нагрузки, давления на границе элемента {от внутреннего давления), узловых (сосредоточенных) сил от действия трубоукладчиков, очистных и изоляционных машин, соответственно. Для системы конечных элементов уравнение (1) имеет вид:

№=М. (2)

где [/< ] - глобальная матрица жесткости ремонтируемого участка, - вектор нагрузки, в котором просуммированы внешние механические нагрузки, приведенные к узлам, и нагрузки от температуры.

В результате решения системы уравнений (2) определяются перемещения и углы поворота узловых точек, а также напряжения и деформации ремонтируемого участка.

Расчет по вышеприведенной математической модели показал, что погрешность полученных результатов по сравнению с аналитическим решением (продольно-поперечный изгиб жестко защемленной балки) не превышает 1%, что подтверждает адекватность решения,

Технологическая и расчетная схемы ремонта МГ с сохранением пространственного положения в траншее представлены на рис. 1, 2.

1 - бульдозер; 2 - машина послойной разработки грунта; 3 - вскрышной роторный экскаватор; 4 - подкапывающая машина; 5 - трубоукладчик; 6 - очистная машина (предварительная очистка); 7 - самоходные опоры; 8 - сварочная установка; 9 - передвижная установка контроля качества сварных соединений; 10 - очистная машина (окончательная очистка); 11 -грунтовочная машина; }2 - изоляционная машин а; 13 - лаборатория контрам качества изоляционного покрытая; 14 - машина для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод.

Рис. 1 Технологическая схема ремонта МГ в траншее с сохранением пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях

Ремонтируемый участок представляется конечными элементами балочного типа кольцевого поперечного сечения, которые поддерживают свойства растяжения - сжатия, изгиба и кручения Внешние объемные и поверхностные нагрузки и воздействия приводятся к узлам элемента Нагрузки в виде вертикальных сил (трубоукладчики, подкапывающая, очистная, изоляционная машины, самоходные опоры) прикладываются в определенных местах ремонтируемого трубопровода Граничные условия накладываются на левом и правом концах рассматриваемого участка и выражаются в жесткой заделке

На основе вышеизложенного выполнен расчет ремонтируемого участка МГ при следующих исходных параметрах, марка стали трубы 17Г1С, Д2" =360 МПа, Л," =510 МПа, £>„=1,220 м, <5 = 0,012 м, 5Ю = 0,004 м, уст = 78,5 103 н/м3, уш =10,8 103 н/м3, Л/ = -40°С, грунт глинистый, геометрический вид участка трубопровода - прямой, высота грунта засыпки Н1=1 м, вес подкапывающей машины (2мп=52,484 кН, вес очистной машины (предварительная очистка) 0мО=24,525 кН, вес очистной машины (окончательная очистка) (2мпо=24,525 кН, вес грунтовочной машины <3мг=24,525 кН, вес изоляционной машины

и

Оми=24,525 кН, усилие на крюках трубоукладчиков: Кп=222,2 кН, ЯТ2=159,8 кН, Ыгз=176,4 кН, 11x4=204,3 кН, расстояния между грунтовой тумбой и трубоукладчиком (а=50 м, ё=45 м), трубоукладчиками (Ь=45 м), самоходными опорами (с=45 м) Основными выходными параметрами, определяющими надежность и допустимость ремонта являются, максимальное и минимальное продольные напряжения на верхней и нижней образующей трубопровода, максимальное эквивалентное напряжение, напряжение изгиба, вертикальное и горизонтальное смещение трубопровода в результате ремонта

Результаты расчета представлены на рис. 3 Максимальный поперечный прогиб трубопровода составляет 0,056 м

ШШШ^ШШШШШШШШШШшшштшшт

т 411,1-1-1' 'ЙЬММ^НМИМММИЯрГ".......I »■*. ■" ■ )—■ Па

О .3523+08 7СЗЕ+0Э 105Е+09 141В+09

176В-К]в 5278+08 В79Е+08 1238+09 158Е+09

Наименование Идентификатор характерных точек Усилие на крюках трубоукладчиков, кН

п1 п2 пЗ п4 п5 пб п7 п8 п9 л10 п11 Ял Кт2 11тз &Т4

Напряжение на верхней образующей, МПа 102,20 135,10 158,20 134,90 133,30 133,30 133,30 137,50 156,00 о <4 110,50 222,20 159,80 176,40 204,30

Рис 3 Распределение продольных напряжений на верхней образующей трубы При движении ремонтной колонны вдоль трубопровода неизбежны отклонения технологических параметров от номинальных, что приводит к повышению напряжений в трубопроводе. Необходимо чтобы эти напряжения не превышали допустимых значений.

На рис. 4 приведены результаты расчета напряжений вдоль трубопровода при отклонении оси МГ в вертикальной плоскости на 0,2 м вверх от воздействия первого трубоукладчика

Под действием ремонтных машин и оборудования ось МГ может отклоняться не только в вертикальной, но и в горизонтальной плоскостях относительно исходного нулевого уровня, что также приводит к возрастанию

напряжений в стенке газопровода. Напряжения могут достичь предельных значений, что может привести к смятию или разрыву трубопровода.

о . !Н2+ее . шгьээ . гэйгда . кгмр

.2272+30 ■ ШЕ+ЗД .Н4В+09 .1596+03 .204Е+09

Наименование Идентификатор характерных точек Усклне на крюках трубоукладч нков, кН

г! п2 пЗ п4 п5 пб п7 п8 п9 пЮ Ш] Й.Т1 К.Т4

Напряжение на верхней образующей. МПа 99,410 93,410 0 » 1 (Ч а 5 145,900 146,100 о гп о гч гл 156,00 119,20 110,50 297,00 92,73 о чг о" Г" о т" о

Рис. 4 Распределение продольных напряжений на верхней образующей МГ при его смещении на 0,2 м вверх от воздействия ТЗ

На рис. 5 приведены зависимости максимальных продольных напряжений от воздействия Т1. Наиболее опасными являются диагональные смещения

трубопровода вверх. При качественном сравнении аналогичная картина наблюдается в местах работы остальных трубоукладчиков.

грунтовая тянбя (п2) кёраий трубоукладчик (пЗ) Итерой трубоукладчик (п4)

Рис. 5 Зависимость максимальных напряжений в точках п2, пЗ, п4 от смещений

МГ при воздействии Т1 в горизонтальной и вертикальной плоскостях На основе анализа приведенных зависимостей (рис. 5), с учетом допустимых

напряжений в соответствии со СНиП 2.05.06-85* - 286 МПа, отклонения оси

трубопровода от своего исходного состояния в вертикальной плоскости

со став л яки не более 0,45 м для бездефектной трубы.

Распределение усилий на крюках Т1-Т4, от воздействия трубоукладчиков Т1 и ТЗ в вертикальной плоскости представлены на рис 6 Т1 должен обладать грузоподъемностью в 40 тонн при смещении оси трубопровода на 40 см вверх

045 0 4 03 0.2 01 О -01 -02 -0 3 -0.4 -045 Смещение в вертикальной плоскости, м

Рис 6 Усилия на крюках трубоукладчиков Т1-Т4 в зависимости от смещения МГ при воздействии Т1 и ТЗ в вертикальной плоскости

Для получения аналитических выражений, позволяющих оценить максимальное напряжение при изменении входных переменных (трубоукладчики, ремонтное оборудование, расстановка их вдоль ЛЧМГ и др), используются методы многофакторного планирования эксперимента. Функциональная зависимость (регрессионная модель) представляется в виде

ли я

Р(хх,х2„ .,хп) = а0 + Т,а,х, + I а х,х + I а11кх,х}хк и)

;=1 ¡,/=1

к] К]<к

где, а,, ач, «^-коэффициенты уравнения регрессии

Для определения коэффициентов уравнения регрессии используются ортогональные планы активного эксперимента при варьировании управляемых входных параметров хь х2, . ,хп на двух уровнях. В качестве варьируемых факторов выбрано три параметра смещение первого трубоукладчика от номинального значения вдоль оси МГ (Дх= ±9 м), влияние Т1 на смещения в вертикальном (Ду=±0,1 м) и горизонтальном (Д2=±0,1 м) направлениях В качестве базового уровня приняты х=170 м, у=0,1 м, г=0,1 м. Такие планы при расположении экспериментальных пробных точек в факторном пространстве

вокруг базовой точки минимизируют число экспериментов, необходимых для получения математической модели ремонтной колонны

В пробных точках согласно матрицы планирования типа 23, ставится эксперимент (численное моделирование) и определяется выходная функция -максимальное продольное напряжение Численный эксперимент проводится согласно разработанной математической модели проведения ремонтных работ Расчет коэффициентов регрессии производится согласно формулам

= 1-роЛ , а, , = -хР'^Л , (4)

где Ы=23 - число вариантов в матрице планирования, - значение 1 - ого фактора в Ы-м варианте, - значение выходного параметра в ЬГ-м варианте (максимальное продольное напряжение)

Для рассчитанных коэффициентов регрессии проведены статистические проверки по I - критерию Стьюдента, адекватность уравнения регрессии оценивалась по Б - критерию Фишера

Уравнение регрессии, определяющее максимальное продольное напряжение стенки трубы апр (МПа) в зависимости от х, у, % в нормированном виде, имеет вид

апр = 113,99 + 12,12г, + 20,78г2 + 18,29г3 - 0,22г,г2 + 0,492,г3 - 0,26г2г3 - 0,18г,г223, (5) где =(х-х0)1Хх, г2 =(у-у0)/Лу, г3=(2-20)/Яг

Смещение трубопровода от воздействия Т1 по координатам х, у, г приводит к возрастанию напряжения ап=221,ЪЬ МПа, при х=161 м, у=0,2 м, г=0,2 м Сравнение <тщ с пределом текучести стали ат позволяет сделать вывод о допустимых отклонениях, и, следовательно, об обеспечении безопасности проведения ремонтных работ.

Основная часть исходных входных данных представляет собой случайные величины, имеющие некоторый разброс параметров и свои законы распределения, поэтому необходима вероятностная оценка нарушения целостности ремонтируемого МГ

Вероятностный подход, основанный на методах предельного состояния, обеспечивает возможность систематического прогноза НДС газопровода при проведении ремонта

Основы вероятностных методов оценки надежности строительных конструкций разработаны В В Болотиным, Б М Колотиловым, А.Р Ржаницыным и др Используя результаты их исследований, состояние ремонтируемого участка газопровода рассматривается как совокупность количественных показателей и характеристик, описывающих трубопровод В связи с этим, основной задачей вероятностного расчета является определение набора входных и выходных параметров, характеристик и выделение тех из них, которые оказывают первостепенное влияние на надежность и вероятность нарушения целостности МГ. Среди таких параметров предлагается выделить три основные группы- механические свойства материала, геометрические параметры газопровода, внешние нагрузки и воздействия

Трубопровод не пригоден, если наступает предельное состояние, за пределами которого не соблюдается один из критериев, определяющих его несущую способность или пригодность к эксплуатации Данное условие выражается в виде требования о выполнении с некоторой достаточно большой вероятностью предельного неравенства Q¡<RI, где <31; К, - величины, характеризующие напряжение и прочность материала стенки трубы Вероятность сохранения целостности конструкции (надежности) характеризуется вероятностью выполнения условия Р(5, =RI-Q¡>Щ

Предельными состояниями выбраны условие прочности газопровода при проведении ремонта и условие недостижения предела текучести материала трубы. В качестве напряжения С> рассматривается максимальное эквивалентное напряжение в стенке трубы, возникающее при смещении Т1-Т4, размещении ремонтных машин и оборудования на ремонтируемом участке

При известных законах распределения независимых случайных величин fQ(Q) и £К(Л), плотность распределения вероятности функции надежности £5(8) определяется по формуле композиции

Л (5) = ¡МЮ/^+ЮЖ = |/а(2)/я6?+2)<Ж =

прн 5 > 0 ^ при 5 < О

о

I-«

Тогда вероятность сохранения целостности (надежности) МГ есть вероятность того, что прочность Я превышает напряжение (3 для всех возможных значений напряжений и имеет вид:

Р(5>0)= ]/е(2)

(7)

При нормальных законах распределения прочности и напряжения уравнение (7) имеет вид

Р(в > 0) = [—^=ехр ¡оЛгл

Ч сг, J

а» =

л/2яг

\сЬ

(8)

где у = -(М(Я) - М(2)) / ^ + о-д , М(Я), М(С>), СГЛ . математические

ожидания и среднеквадратичные отклонения прочности Я и напряжения С? соответственно Интеграл уравнения (8) есть функция нормального распределения (интеграл Пуассона) с нормированной случайной величиной г Между величиной надежности, введенной А.Р. Ржаницыным, и коэффициентом запаса прочности имеет место соотношение.

М(5)_

У = -

(9)

где у - характеристика безопасности, ¿¡ = М(Л)/М(<2) - коэффициент запаса, Ая -сгя/М(К), Ад =ай!М{0) - коэффициенты изменчивости несущей способности и напряжения соответственно

Основные результаты расчета определяются как случайные выходные параметры по уравнениям - (6), (7), (9). При вероятностном анализе выполняются многократные циклы (3500 циклов), в результате которых определяются. закон распределения максимального эквивалентного напряжения стенки трубы и вклад каждого входного параметра на НДС МГ Входные переменные (вертикальные и горизонтальные смещения оси МГ от воздействия трубоукладчиков, продольные смещения ремонтных машин, коэффициенты касательного и нормального сопротивлений грунта, перепад температуры, наружный диаметр и толщина стенки трубы и др ) формируются

как случайные значения с использованием метода Монте-Карло (Monte Carlo simulation) - генератор случайных чисел с учетом заданных законов распределения

Проведение многочисленных вероятностных расчетов, соответствующих различным значениям входных случайных переменных, позволило получить зависимости, связывающие характеристику безопасности, коэффициент запаса с вероятностью надежности проведения ремонта газопровода в траншее (рис 7) При заданном коэффициенте запаса £ = 1,485 характеристика безопасности у = 2,12, при этом вероятность надежности проведения ремонта составляет Р = 0,973 Снижение коэффициента запаса приводит к уменьшению вероятности надежности проведения ремонта

Рис 7 Вероятность надежности проведения ремонта газопровода в зависимости от характеристики безопасности и коэффициента запаса

В третьей главе разработаны математические модели для расчета НДС в

оболочечном и объемном приближении с учетом реальной конфигурации

профиля коррозионных дефектов на основе балочной модели

При построении модели участка газопровода с дефектами для получения

достоверной информации необходимо разбивать область дефекта достаточно

мелкими КЭ В виду большого количества КЭ с высокой степенью свободы

каждого элемента (узла) ресурсы современной вычислительной техники

становятся недостаточными ввиду ограниченных оперативной памяти и

быстродействия В связи с этим предлагается разбить задачу на три этапа Блок-

схема расчета МКЭ представлена на рис 8

Первый этап моделирования ремонтной колонны в балочном приближении с прилегающим грунтом подробно рассмотрен во второй главе

На втором этапе моделирования расчет участков трубопровода выбирается по результатам выполнения первого этапа и производится с использованием оболочечных КЭ. Выбранный участок рассматривается как тонкостенная конструкция и моделируется 4-узловыми оболочечными КЭ Окружающий трубопровод грунт моделируется 8-узловыми объемными КЭ

По результатам второго этапа моделирования выбираются наиболее поврежденные и нагруженные участки ремонтируемого МГ для последующего третьего этапа моделирования

Формирование случпйных параметров

■ Т

В ерожгаостный авалю

Статистическая ба?п данных

Скстематвзвровакные исходные даввые

Вероятностный блок 3500 циклов

МКЭ мо. (ель в балочном приближении

♦

МКЭ модель в ' ободочечном приближении

МКЭ модель в объемном приближении

1............

Решение

Формяровавве элементных мятрнц

Вьгшсленве деформаций, ваяряжеявй в тд

Ля ал» общего НДС ремонтируемого участка МГ -1

технологеч«скнх нараметров

Нагрузки я воздействия

Динамический ^ анализ

иг-

ПОВТОРИТЬ АНАЛИЗНДС

3

Рис 8 Блок-схема расчета МКЭ На третьем этапе в качестве модели коррозионного дефекта выбран дефект эллиптического вида, который создается средствами стандартной программы Microsoft Excel На этапе формирования матрицы остаточных толщин учитывается глубина, длина, ширина и угол наклона большой оси эллипсоида (дефекта) к оси газопровода

Полученная геометрическая модель дефекта дискретизируется сеткой объемных КЭ первого порядка. При этом по толщине трубы необходимо иметь

как минимум 2 слоя КЭ Ключевым результатом моделирования для анализа безопасности проведения капитального ремонта МГ на третьем этапе является получение детальной картины сложного НДС участка с дефектом

Ремонтные напряжения являются напряжениями изгиба, которые по сечению трубопровода распределяются неравномерно. Поэтому степень опасности дефекта зависит от того, в каком месте он расположен по окружности сечения Если изгиб участка газопровода происходит в вертикальной плоскости, а дефект расположен на боковой поверхности, то он не представляет опасности при ремонте рис 10

Распределение напряжений и деформаций на участке трубы с поверхностным дефектом оказывается весьма сложным и зависящим от многих параметров (диаметра трубы, толщины стенки, размеров дефекта, кольцевых и продольных номинальных напряжений).

3201 SI3 2885 013 2568 513 2252 013 1935 513 1519 013 1302 513 986 013 669 513.

\T_r_z \ ,

^ / t

s

I г \j~

. Li_____

т-Ш:

72о 144 0 216.0 289.0 3600

36 0 1 08 0 .100 0 252 0 324 0

ф"

Рис 10 Распределение эквивалентных напряжений по окружности

трубы от изгиба

Аналитическое решение в общем случае не представляется возможным, поэтому был проведен конечноэлементный анализ в широком диапазоне соотношений размеров труб и дефектов (25/D = 0,015 .. 0,030; 2a/D = 0,03. 0,82, <p=2b/D = 1,8 130°; h/S = 0,08 0,75, где D - диаметр МГ) для эквивалентных напряжений, возникающих от изгиба В качестве дефекта выбран эллипсоид с большой (а - главная ось) и малой (Ь - малая ось) осями и глубиной погружения в стенку трубы h, рис 11

Уровень нагруженности характеризуется коэффициентом концентрации продольных а2 напряжений, возникающих в дефектной зоне.

]

0 20 40 60 80 100 120 140

Угловая ширима, град

Рис. 12 Зависимость коэффициентов концентрации напряжений от угловой ширины дефекта при а/К = 0,820

Анализ полученных результатов свидетельствует о том, что дефекты, вытянутые в окружном направлении являются наиболее опасными, чем дефекты вытянутые в продольном направлении.

В четвертой главе на основе разработанных в предыдущих разделах моделях представлены методические рекомендации, позволяющие практически реализовать полученные результаты. Описаны основные принципы технологии

mas - наибольшие и номинальное (без дефекта) значения продольных напряжений соответственно.

А А

Рис. 11 Дефект на поверхности трубопровода в виде потери металла и его сечение поперек трубы А-А Зависимость коэффициентов концентрации продольных аг напряжений

от размеров дефектов при фиксированной длине 2a/D=0,820 и угловой ширине

от 1,8° до 130° приведена на рис. 12.

з 2 8 гГ г *

S*

капитального ремонта ЛЧМГ в траншее с сохранением пространственного положения

На основе математической модели второй главы диссертации автором проведен расчет НДС (распределение напряжений) по длине ремонтируемого газопровода (рис 13), при этом исходные параметры остались такими же, как во второй главе

35 30 25 20 15 в 10 £ 5 5 О

5 -Я

I

о. -10 § -15 -20 -25 -30 •35 •40 -45 -50 -55 -60

Рис 13 Распределение напряжений изгиба по длине МГ Анализ результатов расчета при смещениях трубоукладчиков выявил следующие особенности:

- отклонения оси трубопровода от исходного состояния приводят к возрастанию продольных напряжений стенки трубы. При смещениях трубопровода от воздействия первого Т1 и третьего ТЗ трубоукладчиков вниз на 0,1 м, а Т2 и Т4 вверх - 0,1 м напряжения возрастают от 158,8 МПа до 205,9 МПа Усилия на крюках трубоукладчиков изменяются от 159,8 кН до 287,3 кН Происходит перераспределение нагрузки между опорами и трубоукладчиками, что необходимо учитывать при проведении ремонтных работ Наиболее опасным расположением поддерживающих машин является одновременное смещение ближайших трубоукладчиков в противоположных направлениях Так, при смещениях Т1 на + 0,25 м и Т2 на - 0,25 м напряжение резко

возрастает и достигает 270,8 МПа При аналогичном смещении трубопровода в одном направлении (вверх) напряжение в 1,44 раза ниже;

- существует область минимальных продольных ремонтных напряжений, в которой напряжение уменьшается на 17,5% при смещении вниз Т1 на 6 см и Т2 на 3 см При дальнейшем опускании трубы до 0,45 м напряжение возрастает, а осадка грунтовой тумбы увеличивается от 0,02 м до 0Д1 м, что может привести к ее обрушению,

- при перемещениях в горизонтальной плоскости на ±0,2 м напряжение не превышает 200 МПа и оказывает менее существенное воздействие на НДС трубопровода при тех же перемещениях в вертикальной плоскости

Методика оценки надежности проведения капитального ремонта, разработанная во второй главе (уравнения 6-9), позволила рассчитать вероятность безопасного проведения ремонта при случайных отклонениях трубопровода от воздействия трубоукладчиков в вертикальной и горизонтальной плоскостях от ±0,2 м до ±0,4 м Результаты приведены в таблице 1

Таблица 1

Отклонения трубоукладчиков, м 0 ±0,20 ±0,25 ±0,30 ±0,4

Р, вероятность безопасного проведения капитального ремонта 1 0,98 0,97 0,91 0,76

Допустимые отклонения оси трубопровода являются значения, не превышающие ±0,25 м, при этом Р=0,97

Проверку на прочность ремонтируемого участка газопровода следует проводить согласно СНиП 2.05 06-85* Расчеты сопротивления растяжению (сжатию) Rid и R2d металла труб, длительно эксплуатирующегося ремонтируемого участка газопровода при наличии дефектов следует определять по формулам

-г2-, (П)

пн R"m

где Rj = ——, R2 - —— - расчетные сопротивления растяжению (сжатию) без

учета дефектов труб, ш, кь к2, кн - коэффициент условий работы, надежности по материалу и назначению, R", Щ - нормативные сопротивления,

кст = 1 + 0,025 С.Т - коэффициент, учитывающий деформационное старение

трубной стали, с>=с+— - эквивалент углерода, выраженный в процентах 6

содержания углерода и марганца в стали, Т - время эксплуатации газопровода в годах, а2 - коэффициент концентрации напряжений Коэффициент концентрации рассчитывается по конечно-элементной модели численным методом. Инженерные зависимости аг при изменении параметров дефекта приведены на рис 12

На основе разработанных математических моделей в балочном, оболочечном и объемном приближениях (вторая и третья главы) рассчитаны допустимые технологические параметры ремонтной колонны с учетом коррозионных дефектов (табл. 2)

Таблица 2

Технологические параметры колонны при а/Я = 0,820

Диаметр газопровода, мм Коррозионное повреждение металла, 8|Ь % Допустимое отклонение осиМГ Расстояние между трубоукладчиками, м Максимальное усилие на крюке трубоукладчика, кН Напряжение в области дефекта, МПа

1220x12 менее 10 0,25 40-45 325,6 243

от 10 до 30 0,25 40-45 325,6 309

от 30 до 50 0,15 35-40 277,2 350

от 50 до 60 0,05 20-25 223,3 358

от 60 до 75 0,01 15-20 143,1 358

Разработанная математическая модель в объемном приближении позволила рассчитать трехмерное распределение НДС с учетом фактической геометрии коррозионных дефектов На верхней образующей трубы имеется коррозионное пятно с геометрическими параметрами1 максимальная глубина Ь=6 мм, длина вдоль продольной образующей а=200 мм, ширина в окружном направлении Ь=230 мм Результаты моделирования данного дефекта на ремонтируемом МГ с сохранением всех начальных технологических и геометрических параметров приведены на рис.14

Результаты свидетельствуют, что прочность дефектного участка определяется локальными зонами концентрации напряжений в области дефекта Продольные напряжения в стенке трубы превысили предел текучести материала и при ремонте возможны упругопластические деформации Поэтому, для уменьшения напряжения необходимо выбрать другие технологические

параметры ремонта, а именно, уменьшить расстояние между трубоукладчиками до 35 метров и строго контролировать отклонения оси МГ от своего первоначального положения. Для обеспечения надежности необходимо иметь систему автоматизированного контроля за отклонениями оси МГ в пространстве.

мээ4£ .егое-ч? ..3450409

м '.мер . ,2061+09 .зете-^з

Рис. 14 Результаты расчета НДС ремонтируемого МГ с реальным дефектом (коррозионная потеря металла)

Таким образом, количественная оценка НДС ремонтируемого участка по предлагаемым в данной работе моделям, позволяет принимать адекватные инженерные решения, обеспечивающие безопасность и надежность проведения капитального ремонта ЛЧМГ.

Приведенные выше опенки являются необходимыми при планировании и проведении капитального ремонта по данной технологии.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана математическая модель оценки НДС МГ при капитальном ремонте в траншее с сохранением его пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях, позволяющая учесть смещения трубопровода и распределенные нагрузки от ремонтных машин и механизмов при нелинейном взаимодействии его с различными фунтами (песок, глина), а также изменения геометрических и физических параметров МГ по длине участка.

2 Проведены многофакторный и вероятностный анализы, выявившие наиболее значимые факторы, влияющие на технологические параметры капитального ремонта, а именно - перепад температур, вертикальные, продольные и горизонтальные смещения трубоукладчиков Предложен метод количественной оценки влияния возможных перемещений трубопровода при ремонте в вертикальной и горизонтальной плоскостях на вероятность сохранения целостности МГ (при отклонениях ±0,25 м вероятность Р = 0,97) Получена зависимость, позволяющая определять вероятность неразрушения ремонтируемого газопровода по выбранному коэффициенту запаса, связанному с характеристикой безопасности

3. Разработана математическая модель анализа НДС МГ с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов, позволившая провести конечно-элементный анализ в широком диапазоне соотношений размеров труб и дефектов. Получены зависимости коэффициентов концентрации напряжений от глубины, ширины и длины дефекта, которые могут быть использованы для инженерных оценок технологических параметров капитального ремонта МГ

4 Разработана методика расчета допустимых технологических параметров капитального ремонта газопровода, позволяющая гарантировать безопасность восстановительных работ на этапе проектирования

5 Предложенные в работе методические положения и математические модели в совокупности позволяют обеспечить безопасность капитального ремонта магистральных газонефтепроводов на предприятиях ОАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть»

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1 Кошелев Р.В Тепловая дефектоскопия Научно-технический сборник РГУ нефти и газа им И М Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы, проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», М 2002, №2, - с 30-31

2 Кошелев Р В Классификация дефектов по степени создаваемой ими концентрации напряжений. Научно-технический сборник РГУ нефти и газа

им И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы-проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», M 2004, №1, - с 19-20 3. Кошелев Р В Численное моделирование НДС магистрального газопровода Научно-технический сборник РГУ нефти и газа им ИМ Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы. проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», М„ 2005, №2, - с 51-52

4 Кошелев Р.В. Численное моделирование НДС трубопровода с коррозионным дефектом. // «Трубопроводный транспорт [теория и практика]», M 2006, №3 -с 71-75

5 Кошелев Р.В. Расчет допустимых технологических параметров трубопровода при капитальном ремонте. // «Нефть, газ и бизнес», 2007, №3 - с 78-80

6 Кошелев PB., Ушакова О.Д Алгоритм оценки технического состояния подводного перехода магистрального нефтепровода по результатам анализа комплексных диагностических обследований И «Берг Коллегия» Промышленная безопасность. Энергетика Экология, 1(34), 2007 г, - с 35-36

7 Халлыев H X, Кошелев Р.В. Математическая модель расчета напряженно-деформированного состояния линейной части МГ при капитальном ремонте с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях Трубопроводный транспорт [теория и практика], №1 2007 г - с 70-79

8. Халлыев H X., Кошелев Р В, Шадский А.С Моделирование технологических процессов капитального ремонта газопровода с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях методом конечных элементов Научно-технический сборник VII-ой конференции пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH //M., 2007 г - с 286-290

9 Халлыев H X, Кошелев Р В., Шадский А С Оценка надежности проведения капитального ремонта газопровода в траншее с сохранением пространственного положения Научно-технический сборник VII-ой конференции пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH//M., 2007 г - с 291-294

Подписано в печать 01 09 2007 г Исполнено 01 09 2007 г г Печать трафаретная

Заказ № 759 Тираж 100 экз

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш , 36 (495) 975-78-56 www autoreferat ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кошелев, Руслан Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ

1 ГЛАВА I АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1 Анализ технического состояния действующих газопроводов

1.2 Анализ основных факторов, влияющих на техническое состояние длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов

1.3 Анализ технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов

1.4 Анализ аналитических и численных методов расчета напряженно деформированного состояния трубопроводов при ремонте

1.5 Анализ методов расчета несущей способности трубопроводов с дефектами

1.6 Постановка задач исследований

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ I

2 ГЛАВА II. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ В ТРАНШЕЕ С СОХРАНЕНИЕМ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ В ВЕРТИКАЛЬНОЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ ПЛОСКОСТЯХ

2.1 Разработка математической модели для расчета напряженно-деформированного состояния газопровода при капитальном ремонте в траншее с сохранением пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях

2.2 Анализ напряженно-деформированного состояния ремонтируемого газопровода с учетом примыкающих подземных участков

2.3 Оценка допустимых технологических параметров при капитальном ремонте газопроводов с сохранением пространственного положения в траншее

2.4 Вероятностная оценка надежности проведения капитального ремонта газопровода с сохранением его пространственного положения в траншее

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ II

3 ГЛАВА III ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ РЕМОНТИРУЕМОГО УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА С УЧЕТОМ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ

3.1 Обзор аналитических и численных методов расчета напряженно-деформированного состояния в зонах локальных дефектов

3.2 Разработка математической модели расчета напряженно-деформированного состояния участка ремонтируемого газопровода с коррозионными дефектами

3.3 Оценка несущей способности магистральных газопроводов с учетом коррозионных дефектов при проведении капитального ремонта

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ III

4 ГЛАВА IV РЕКОМЕНДАЦИИ ПО МЕТОДИКЕ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ РЕМОНТИРУЕМЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С СОХРАНЕНИЕМ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ В ТРАНШЕЕ С УЧЕТОМ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ, ОБНАРУЖЕННЫХ ПРИ ДИАГНОСТИЧЕСКОМ ОБСЛЕДОВАНИИ

4.1 Технология капитального ремонта изоляционных покрытий магистральных газопроводов механизированным способом в траншее без подъема с сохранением его пространственного положения

4.2 Внутренние и внешние нагрузки, действующие на ремонтируемый участок газопро вода

4.3 Расчетные сопротивления растяжению и сжатию стенок ремонтируемых участков газопроводов с учетом старения металла труб и различных дефектов

4.4 Проверка прочности и устойчивости ремонтируемого участка газопровода

4.5 Пример расчета напряженно-деформированного состояния ремонтируемого участка магистрального газопровода в траншее с сохранением пространственного положения

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ IV

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Определение технологических параметров капитального ремонта магистральных газопроводов с учетом коррозионных повреждений"

Коррозионный износ и интенсивное старение трубопроводных систем объективно приводит к увеличению риска аварий и отказов при эксплуатации с тяжелыми экономическими и экологическими последствиями. Определяющим критерием обеспечения безопасной эксплуатации и повышения долговечности магистральных газопроводов (МГ) является их надежность - комплексное свойство объекта выполнять заданные функции в течение установленного срока.

К линейной части магистральных газонефтепроводов предъявляются высокие требования с точки зрения эксплуатационной надежности и промышленной безопасности.

Надежная и безопасная работа магистральных газопроводов обеспечивается за счет правильной технической эксплуатации, своевременного диагностического обследования, профилактического и капитального ремонта.

В настоящее время принята и внедрена в производство «Программа по ремонту изоляционных покрытий магистральных газопроводов ОАО «Газпром» на период 2004-2010 г.г.» для поддержания надежности и безопасности функционирования газопроводов и обеспечения бесперебойной поставки газа потребителям.

В современных условиях наиболее передовой технологией является капитальный ремонт газопровода в траншее с сохранением его пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

Все недостатки, которые имелись при ремонте с подъемом на берму траншеи, в данной технологии полностью отсутствуют и отвечают всем требованиям к технологии и организации капитального ремонта газопроводов. Данная технология позволяет минимизировать появление дополнительных напряжений и объемы работ по ремонту стыков на ремонтируемом газопроводе.

Одной из основных задач при проведении капитального ремонта газопровода является адекватная оценка технического состояния трубопровода с учетом его фактического пространственного положения и обнаруженных дефектов стенки трубы, а также неопределенностей исходной информации. В связи с этим возникает необходимость в разработке теоретических методов, практических и методических рекомендаций по оценке технического состояния длительно-эксплуатируемых трубопроводов при капитальном ремонте газопровода в траншее с сохранением его пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях с учетом дефектов. Корректная количественная оценка напряженно-деформированного состояния (НДС) металла стенки трубы и технического состояния линейного участка в целом дает возможность реализовать адекватные программы надежного проведения капитального ремонта газопроводов.

Необходимость проведения капитального ремонта магистральных газопроводов, их значительная протяженность приводят к тому, что исследования НДС в данном направлении являются актуальными.

С учетом вышеизложенного, тема диссертационной работы посвящена решению важной и актуальной задачи, исследованию НДС газопровода и определению технологических параметров капитального ремонта протяженного линейного участка стальной оболочки с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов на ее наружной поверхности, а также выработке методических рекомендаций, позволяющих обеспечить надежность проведения ремонтных работ и избежать разрушения или повреждения трубы. Решение данной задачи реализовано с помощью программного комплекса, основанного на методе конечных элементов, позволяющего исследовать НДС дефектного ремонтируемого участка МГ в траншее с учетом воздействия от ремонтных машин и оборудования.

Цель и задачи исследования.

Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании методов расчета НДС дефектных участков МГ в траншее и разработке методических положений по выбору рациональных технологических параметров при капитальном ремонте.

Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Исследовать влияние негативных факторов при проведении капитального ремонта длительно эксплуатирующихся магистральных газопроводов на надежность и безопасность;

2. Разработать алгоритмы расчета технологических параметров при проведении капитального ремонта газопровода в траншее с сохранением его пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях с учетом взаимодействия трубопровода с грунтом, а так же влияния ремонтных машин и оборудования на отклонение оси газопровода;

3. Разработать математическую модель количественной оценки напряженно-деформируемого состояния ремонтируемого участка магистрального газопровода с учетом обнаруженных коррозионных дефектов стенки трубы по данным ВТД;

4. Разработать методику вероятностной оценки надежности газопровода при проведении капитального ремонта с учетом случайного характера изменения входных параметров;

5. Разработать методику расчета прочности и устойчивости при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов.

Научная новизна заключается в разработке: алгоритма расчета допустимых технологических параметров капитального ремонта МГ с учетом сложного характера нагружения. К исследуемым технологическим параметрам относятся:

• горизонтальные и вертикальные смещения оси трубопровода;

• расстановка и смещения ремонтных машин вдоль ремонтируемого участка МГ;

• сочетания перечисленных смещений;

- математической модели оценки НДС газопровода с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов;

- математической модели оценки вероятности нарушения целостности трубопровода при капитальном ремонте МГ по состоянию надежности;

- методики расчета прочности и устойчивости линейной части МГ с учетом геометрических параметров коррозионных дефектов.

Практическая ценность и реализация проведенных исследований.

Разработан расчетно-методический комплекс оценки НДС ремонтируемого участка МГ и определения технологических параметров капитального ремонта с учетом сложного характера нагружения и фактической геометрии коррозионных дефектов стенки трубы, в результате проведённых исследований разработана методика по расчету прочности и устойчивости ремонтируемых участков МГ, позволяющая выбрать наиболее рациональные технологические параметры капитального ремонта.

Работа выполнялась в рамках «Программы по ремонту изоляционных покрытий МГ ОАО «Газпром» на период 2004-2010 гг.».

В компании ООО «Промпроектстрой» (г. Москва) внедрен в производство расчетно-методический комплекс, реализующий технологию автоматизированного прочностного анализа трубопроводных магистралей при капитальном ремонте в траншее.

Достоверность полученных результатов подтверждается решением тестовых задач, а также сопоставлением результатов расчетов с имеющимися теоретическими и экспериментальными данными других авторов.

Теоретическими основами исследования являются научные труды отечественных и зарубежных ученых: в области механики деформируемого твердого тела работы Ю.Н. Работнова, Л.И. Седова, Н.А. Махутова, Е.М. Морозова и других, в области численных методов работы Р. Галлагера, О.С. Зенкевича, Г. Стренга, Дж. Фикса и других, в области моделирования трубопроводных конструкций и анализа их прочности работы А.Г. Камерштейна, А.Б. Айнбиндера, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, К.Е. Ращепкина, Г.Г. Васильева, А.Г. Гумерова, В.Е. Шутова, С.Г. Иванцовой, Н.Х. Халлыева, В.В. Алешина, Б.В. Будзуляка, М.Н. Захарова, Л.Г. Телегина, и других, в области вероятностных методов расчета строительных конструкций работы В.В. Болотина, Б.М. Колотилова, А.Р. Ржаницына и других авторов.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Кошелев, Руслан Валерьевич

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана математическая модель оценки НДС МГ при капитальном ремонте в траншее с сохранением его пространственного положения в вертикальной и горизонтальной плоскостях, позволяющая учесть смещения трубопровода и распределенные нагрузки от ремонтных машин и механизмов при нелинейном взаимодействии его с различными грунтами (песок, глина), а также изменения геометрических и физических параметров МГ по длине участка.

2. Проведены многофакторный и вероятностный анализы, выявившие наиболее значимые факторы, влияющие на технологические параметры капитального ремонта, а именно - перепад температур, вертикальные, продольные и горизонтальные смещения трубоукладчиков. Предложен метод количественной оценки влияния возможных перемещений трубопровода при ремонте в вертикальной и горизонтальной плоскостях на вероятность сохранения целостности МГ (при отклонениях ±0,25 м вероятность Р = 0,97). Получена зависимость, позволяющая определять вероятность неразрушения ремонтируемого газопровода по выбранному коэффициенту запаса, связанному с характеристикой безопасности.

3. Разработана математическая модель анализа НДС МГ с учетом реальной конфигурации профиля коррозионных дефектов, позволившая провести конечно-элементный анализ в широком диапазоне соотношений размеров труб и дефектов. Получены зависимости коэффициентов концентрации напряжений от глубины, ширины и длины дефекта, которые могут быть использованы для инженерных оценок технологических параметров капитального ремонта МГ.

4. Разработана методика расчета допустимых технологических параметров капитального ремонта газопровода, позволяющая гарантировать безопасность восстановительных работ на этапе проектирования.

5. Предложенные в работе методические положения и математические модели в совокупности позволяют обеспечить безопасность капитального ремонта магистральных газонефтепроводов на предприятиях ОАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кошелев, Руслан Валерьевич, Москва

1. Александров А.В., Потапов В. Д., Державин Б.П. Сопротивление материалов. М. :Высшая школа, 2001.-560с.

2. Аникин Е.А., Габелая Р.Д., Салюков В.В., Халлыев Н.Х. Эффективные методы ремонта магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 2001.-107с.

3. Аникин Е.А. Исследование технологии укладки стальных магистральных трубопроводов. Автореферат дисс. на соискание ученой степени к.т.н.-М.: 1966 (МИНХиГП им.И.М.Губкина).

4. Аникин Е.А. Оптимизация параметров схем симметричного подъема. В сборнике трудов «Совершенствование технологии и организации строительства линейной части магистральных трубопроводов»,- М.: ВНИИСТ, 1982, с.32-45.

5. Алешин В.В., Селезнев В.Е. и др. Численный анализ прочности подземных трубопроводов. УРСС, 2003. 320 с.

6. Авиром Л.С. Надежность конструкций сборных зданий и сооружений.-Л.: Стройиздат, 1971.-215с.

7. Асатурян А.Ш., Ращепкин К.Е., Петрова Л.Н. Определение напряженного состояния трубопровода вариационным методом. Вопросы транспорта и хранения нефти и газа. Труды БашНИИНП, вып.И // Гостоптехиздат, 1959.

8. Асатурян А.Ш., Петрова Л.Н. О напряженном состоянии трубопровода при несимметричной нагрузке. Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, № 6, 1961.

9. Аладинский В.В., Маханев В.О., Мельников В.Л., Мирошниченко Б.И. Расчетное прогнозирование работоспособности газопроводов с коррозионными повреждениями // Третья международная конференция «Безопасность трубопроводов». М.: 1999, Т2.-С. 107-116.

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

11. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1982.-344с

12. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий.- М.: Наука, 1976.

13. Аугусти Г., Баратня А., Кашмати Ф. Вероятностные методы в строительном проектировании.-М.: Стройиздат, 1988.-584с.

14. Будзуляк Б.В., Халлыев Н.Х., Тютьнев A.M., Велиюлин И.И., Спирин В.А. Комплексная механизация капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004,- 216с.

15. Будзуляк Б.В., Халлыев Н.Х. Новые подходы к планированию ремонта и диагностике магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1999.-66с.

16. Будзуляк Б.В., Халлыев Н.Х. Восстановление эксплуатационных параметров магистральных трубопроводов. М. :Недра, 1999.-81с.

17. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Ефанов В.И., Леонтьев Е.В. Реконструкция и техническое перевооружение магистральных газопроводов. Сб. научных трудов "Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем" ВНИИГАЗ, 1993 г.

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

19. Березин В.Л., Ращепкин К.Е. и др. Экспериментальное исследование напряженного состояния трубопровода при капитальном ремонте. Изв. ВУЗ «Нефть и газ», № 10, 1964.

20. Березин В.Л., Ращепкин К.Е. Капитальный ремонт нефтепроводов без остановки перекачки. М.: Недра, 1967,125с.

21. Березин В.Л., Ращепкин К.Е., Телегин Л.Г., Зиневич A.M., Халлыев Н.Х. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978.-364с.

22. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М. :Недра, 1986.-224с.

23. Безухов Н.И., Лужин О.В. Приложение методов теории упругости и пластичности к решению инженерных задач.-М.:Высшая школа, 1974.-201с.

24. Болотин В.В. Методы теории вероятности и теории надежности в расчетах сооружений.-М.: Стройиздат, 1982, 351с.

25. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений.-М.: Стройиздат, 1971.-255с.

26. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. -М.: Машиностроение, 1990,-447с.

27. Баренбойм И.И. Диагностика и ремонт коррозионных повреждений магистральных газопроводов. //Сборник материалов научно-практической конференции в рамках Международной специализированной выставки «Антикор-гальваносервис-2003».-М.,2003.- с.78-79.

28. Баренбойм И.И. Совершенствование системы оценки технического состояния и оптимизации ремонтов на основе результатов внутритрубной диагностики магистральных газопроводов. Диссерт. к.т.н. М.2003.-145с.

29. Вилиюлин И.И. Современные технические решения по ремонту газопроводов: Материалы НТС ОАО «Газпром». Том 1.-М.,2004.

30. Варданян Г.С., Андреев В.И. Атаров Н.М. Сопротивление материалов с основами теории упругости и пластичности. М.: Ассоциация строительных вузов, 1995.-572с.

31. Вентцель У.С., Овчаров Л.А. Теория вероятностей и ее инженерные приложения. М.: Наука, 1988.-480 с.

32. Воронин В.Н., Тютьнев A.M., Халлыев Н.Х. Современные технические и технологические решения по капитальному ремонту линейной части магистральных газопроводов: Газовая промышленность, вып. 10. 2004.

33. Васин Е.С. Методология обеспечения несущей способности стальной оболочки магистральных нефтепроводов на основе результатов внутритрубной дефектоскопии. Автореферат дисс. д.т.н. М. 2003.45с.

34. Вольмир А.С. Устойчивость деформируемых систем.-М.: Физматгиз, 1967.

35. Гольдеквейзер A.JI. Теория упругих тонких оболочек. -М.:Недра, 1976.-512с.

36. Галлагер Р. Метод конечных элементов. -М.: Мир, 1984.-428с.

37. Гнеденко Б.В. Курс теории вероятностей. М.: Наука, 1965.-401с.

38. Годунов С.К., Рябенький B.C. Разностные схемы.-М.: Наука, 1973.

39. Гусак В.Д., Алынанов А.П. Оценка срока службы участка газопровода с коррозионной каверной. //Газовая промышленность,-1991, № 8.-С.14-15.

40. Даффи А.Р. и др. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением. М.: Машиностроение, 1977, - 136 с.

41. Демидов С.П. Теория упругости. М.: Высшая школа, 1979. - 432 с.

42. Ермаков А.А., Никифоров А.А., Савелов М.Б. Экспериментальные исследования трубных моделей при отработке технологии ремонта линейной части магистрального газопровода. М.: ВНИИГАЗ, 1981, - 54 с.

43. Ермаков А.А. Анализ полиномиальной статистической модели напряженного состояния в зоне поверхностных дефектов труб. М.: ВНИИГАЗ, 1981, с. 10-18.

44. Захаров М.Н., Писаревский В.М. К расчету напряжений в трубе при наличии коррозионных дефектов. // Первая международная конференция. «Энергодиагностика»: Сборник трудов.-М.: 1995.-Т2- с. 349-351.

45. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах.- М.: ГУП, издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа, 2000.-216 с.

46. Зенкевич О.С. Метод конечных элементов в технике. М.: Мир, 1975.-572 с.

47. Иванцова С.Г. Влияние схем подъема ремонтируемого трубопровода на величину продольных перемещений. НТС «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ИРЦ Газпром, 1998. Вып. 5. С. 44-52.

48. Иванцова С.Г. Изменение продольных напряжений с учетом нелинейности параметров нагружения поднимаемого при ремонте трубопровода. Депонированная рукопись № 1393 г 397 №3/37. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

49. Иванцова С.Г., Поляков В.А. Расчет максимальных напряжений ремонтируемого трубопровода с учетом деформации прилегающих участков. НТС «Транспорт и подземное хранение газа».- М.: ИРЦ Газпром, 1998 г.,Вып. 6.-С. 25-30.

50. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1985.-231 с.

51. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1978.-166с.

52. Иванцов О.М. Надежность и безопасность магистральных трубопроводов России. //Трубопроводный транспорт нефти.-1998, №10.-с.26-31.

53. Камерштейн А.Г. Условия работы стальных трубопроводов и резервы их несущей способности. М. :Издательство литературы по строительству, 1989.-241 с.

54. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем. М.: Мир, 1980.-604с.

55. Кошелев Р.В. Тепловая дефектоскопия. Научно-технический сборник РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», М.: 2002, №2, с.30-31.

56. Кошелев Р.В. Численное моделирование НДС магистрального газопровода. Научно-технический сборник РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», М.: 2005, №2, с.51-52.

57. Кошелев Р.В. Моделирование технологических процессов капитального ремонта газопровода с сохранением его пространственного положения в горизонтальной и вертикальной плоскостях методом конечных элементов.

58. Седьмая Международная промышленная конференция «Эффективность реализации научного и промышленного потенциала в современных условиях», февраль 2007 г., п. Славское, Карпаты.

59. Кошелев Р.В. Численное моделирование НДС трубопровода с коррозионным дефектом. Трубопроводный транспорт теория и практика., №3 2006 г.

60. Кошелев Р.В. Расчет допустимых технологических параметров трубопровода при капитальном ремонте. Нефть, газ и бизнес №3, 2007.

61. Ковех В.М., Нефедов С.В., Силкин В.М. Прочность участков магистральных газопроводов с локальными дефектами. Алгоритмы схематизации дефектов и критерий разрушения. //Надежность и диагностика газопроводных конструкций. М., ВНИИГАЗ, 1996, с. 67-83.

62. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени. М.: Машиностроение, 1993, - 364с.

63. Когаев В.И., Махутов Н.А., Гусенков А.П. Расчет деталей машин и конструкций на прочность и долговечность.- М. Машиностроение, 1985.-224с.

64. Крылов А.Н. О расчете балок на упругом основании. Изд. АН СССР, 1931.

65. Курант Р., Фридрихе, Леви Г. О разностных уравнениях математической физики. //Успехи математических наук, 1940, вып.8. с. 112-125.

66. Лабораторный практикум по курсу «Теоретические основы планирования экспериментальных исследований, М., МЭИ, 1973.

67. Морозов Е.М., Никишков Г.П. Метод конечных элементов в механике разрушения. М, Наука, 1980, 254 с.

68. Мураками Ю. Справочник по коэффициентам интенсивности напряжений М., Мир, 1990, 255 с.

69. Мусхелишвили Н.И. Некоторые основные задачи математической теории упругости, Изд. АН СССР, 1954.

70. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов.-М.: Недра, 1990.-263с.

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

72. Мавлютов P.P. Концентрация напряжений в элементах конструкций.- М.: Наука, 1996.- 240 с.

73. Налимов В.В., Чернова Н.А. Статистические методы планирования экспериментов. М.: Наука, 1965 - 315 с.

74. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. /Под. Ред. Клюева В.В.- М.: Машиностороение, 1995.- 448 с.

75. Оден Дж. Конечные элементы в нелинейной механике сплошных сред.-М.: Мир, 1976,-464с.

76. Поляков В.А. Разработка методологии расчета и оценки процессов деформации технологических трубопроводов в условиях снижения несущей способности. Автореферат д.т.н., М., 2003, 47с.

77. Петерсон Р. Коэффициенты концентрации напряжений.- М.: Мир, 1977.302 с.

78. Панасюк В.В., Андрейкин А.Е., Пизинчук Р.В. Деформационный критерий локального разрушения упругопластических тел с щелевидными дефектами. // Докл. АН СССР. 1987, Т. 293, № 4, с. 848-852.

79. Работнов Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела.-М.:Наука, 1988.-712с.

80. Рябов М.В., Голыфарб А .Я., Усова JI.A., Кунгурцева С. А. Мастично-битумные и другие покрытия для защиты трубопроводов, свойства покрытий, технология и оборудование для их нанесения: Материалы НТС ОАО «Газпром». Том 1.-М.,2004.

81. Ржаницин А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность.-М.: Стройиздат, 1978.-240с.

82. Ращепкин К.Е. Вопросы технического обслуживания и ремонта магистральных нефте- и продуктопроводов. Дисс. На соискание ученой степени д.т.н.-М.: 1970.

83. Рикардс Р.Б. Метод конечных элементов в теории оболочек и пластин.-Рига: Зинатне, 1988.

84. Седов Л.И. Механика сплошной среды. Т.1, Т.2.-М.:Наука, 1983.

85. Сопротивление материалов деформированию и разрушению (Справочное пособие 4.2). Под ред. В.Т.Трощенко. Киев: Наукова Думка, 1994. 701 с.

86. Стрелецкий Н.С. Работа стали в металлических конструкциях. -М. Государственное издательство литературы по строительству и архитектуре. 1956.-323 с.

87. Стрелецкий Н.С. Избранные труды. /Под ред. Е.И. Беленя. М. : Стройиздат. 1975.-422с.

88. Самарский А.А. Теория разностных схем. -М.: Наука, 1983.

89. Стренг Г., Фикс Дж. Теория метода конечных элементов. М.: Мир, 1977, -349 с.

90. Стеклов О.И., Аладинский В.В., Есиев Т.С. Прогнозирование ресурса газопроводов с коррозионными повреждениями // Надежность газопроводных конструкций. М.: ВНИИГАЗ, 2000, с. 15-28.

91. Стратегия развития газовой промышленности России. / Под общей ред. Вяхирева Р.И., Макарова А.А М.: Энергоатомиздат, 1997. - 344 с.

92. Тютьнев A.M. Технология капитального ремонта магистральных газопроводов с использованием техники, разработанной ООО «Промтех-НН», и ее особенности: материалы НТС ОАО «Газпром», Том 1.-М., 2004.

93. Тимошенко С.П., Войновский-Кригер С. Пластинки и оболочки.-М.: Наука, 1966, 635с.

94. Тимошенко С.П., Гудьер Дж. Теория упругости. М.: Наука, 1979, - 559с.

95. Тимошенко С.П., Гере Дж. Механика материалов. М.: Мир, 1976, - 669с.

96. Тимошенко С.П. Курс теории упругости. Киев. Наукова думка, 1972. -507с.

97. Филоненко Бородин М.М. Теория упругости.-М.: Физматгиз, 1959.

98. Халлыев Н.Х. Современные методы ремонта трубопроводов. М.: Недра, 1997.-45с.

99. Халлыев Н.Х. Диагностика и выборочный ремонт основа эффективной эксплуатации трубопроводов. - М. :Недра, 2000.-73с.

100. Халлыев Н.Х., Афлятонов Ф.С. и др. Результаты проверки новой технологии подъема ремонтируемого газопровода. // Газовая промышленность. -1981, №2.

101. Халлыев Н.Х. Ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов. М., «Нефть и газ», 2005, 143 с.

102. Халлыев Н.Х., Селиверстов В.Г., и др. Ремонт локальных участков трубопроводов./Обз. Информ.-Сер. Ремонт трубопроводов.-М.: ИРЦ Газпром, 2001.-73с.

103. Шарыгин В.М., Максютин И.В. и др. Усиливающий эффекткомпозиционных муфт, применяемых для ремонта газопроводов172

104. Транспорт и подземное хранение газа. 2002, №4.- с.10-18.

105. Халлыев Н.Х., Абасова Т.Н., Селиверстов В.Г., Парфенов А.И., Куприна Н.К. Современные методы ремонта трубопроводов. М. ИРЦ «Газпром», 1997

106. Халлыев Н.Х., Будзуляк Б.В., Лежнев М.А. Ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов: Уч. пособие; Под общ. ред. Н.Х. Халлыева. — М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005.

107. Халлыев Н.Х. Ремонт линейной части магистральный газонефтепроводов: Методическое пособие: М. ИРЦ Газпром 2001

108. Ш.Харионовский В.В., Петровский А. В. Анализ расчетных моделей трубопроводов. //Пробл. надеж, газопровод, конструкций /ВНИИ природ, газов (ВНИИГАЗ). М., 1991. - с. 79-89.

109. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. -М.: Недра. 2000. 468 с.

110. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров К.М. и др. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности // Строительство трубопроводов, 1991, № 12.С.37-41.

111. Шарыгин A.M., Шарыгин В.М. Численный анализ влияния коррозионных дефектов на прочность трубопроводов // Проблемы машиностроения и надежности машин.-1999, № 4.-С.55-58.

112. Шумайлов А.С. и др. Диагностика магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1992.-251 с.

113. Ясин Э.М., Березин B.JL, Ращепкин К.Е. Надежность магистральных трубопроводов.-М.: Недра, 1978.-166с.

114. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. М.: АК «Транснефть», 1997, - 25 с.

115. Методика определения технического состояния магистральных трубопроводов с трещиноподобными дефектами. М.: АК «Транснефть», 1998, 17с.

116. Методика о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». М.: 2005, 133с.

117. Методические рекомендации по оценке несущей способности участков трубопроводов с локальными дефектами, ВНИИГАЗ, 2002.

118. Нормы расчета на прочность оборудования трубопроводов атомных энергетических установок. Госатомэнергонадзор СССР. М.: Энергоатомиздат, 1989.-525с.

119. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. М., 1997.

120. ВСН 51-1-97. Правила производства работы при капитальном ремонте магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.

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

122. Материалы НПО «Спецнефтегаз». www.specneftegaz.com

123. РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании (ИПТЭР). Уфа, 1998.-64 с.

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

125. РД 03-484-02. Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах (Постановление Федерального горного и промышленного надзора России №43 от 9 июля 2002 г.).

126. ВСН 39-1.10-009-2002. «Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов». М., 2002.

127. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1992. - 31с.

128. ВСН 39-1.10-001-99. «Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами». М., 2000.

129. Инструкция по ремонту дефектов действующих нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов с применением композиционных спиральных муфт.-М.: ВНИИСТ-СКТ, 1998.

130. ВРД 39.-1.10-063-2002. «Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами» М., 2002.-15с.

131. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов Р51-31323949-42-99.-М.: ОАО Газпром, 1998.-67с.

132. American National Standard. ASME B31G-1991. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines: A Supplement to B31, Cod for Pressure Piping.

133. Batoz J.L. Bathe K.J., Ho L.W. A Study of Three-Node Triangular Plate Bending Element. // Inter. J. Numerical Methods in Engineering, Vol. 15, 1980, p. 1771-1812.

134. Code of Federal Regulations. 49 CFR Part 192. Transportation of Natural and Other Gas by pipeline: Minimum Federal Safely Standards.

135. Corroded pipelines. Recommended Practice RP-F101. Det Norske Veritas. 1999.

136. Documentation for ANSYS 10.

137. Ellis Ch. In line Inspection Ensures Reliability. // Pipelines & Gas, Vol.1, № 1, April 2002, p. 43-45.

138. Hamann R., Zerbst U., Wohlschlegel A. Assessment of pipeline flows using the European SINTAP procredure // The pipeline integrity and safety man agement Conference. Texas, 2001. 17 p.

139. Hopkins P., Fietcher R., Palmer-Jones R. A method for the monitoring and management of pipeline risk-Simple Pipeline Risk Andit (SPRA) //3rd Annual Conference on «Advances in Pipeline Technologies and Rehabilitation 99». -Abu Dhabi, November 1999.

140. Koshelev R.V., Classification of pipe defects in dependence on stress concentration cause by then ANTICOR, Second international forum on corrosion control and assurance in the energy sector, St-Petersburg, June 2006, presentations day 3.

141. Lamontagne M., Sahney R. Trans Canada uses speed control on pigs minimize lost revenues. //Pipelines & Gas, Vol.83, № 3, March 2000, p. 85-9.

142. Акт о промышленном внедрении выдан для предоставления в Высшую Аттестационную Комиссию Российской Федерации.

143. Генеральный директор ООО «Промпроектстрой»1. А.В.Ширяев