Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методологии расчета и оценки процессов деформации технологических трубопроводов в условиях снижения несущей способности

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

Автореферат диссертации по теме "Разработка методологии расчета и оценки процессов деформации технологических трубопроводов в условиях снижения несущей способности"

На правах рукописи

ПОЛЯКОВ ВАДИМ АЛЕКСЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ РАСЧЕТА И ОЦЕНКИ ПРОЦЕССОВ ДЕФОРМАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ СНИЖЕНИЯ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ

Специальность 25.00.19 - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 2003

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

Научный консультант: доктор технических наук

профессор Писаревский Виктор Меерович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

профессор Зарицкий Сергей Петрович доктор технических наук Черний Владимир Петрович доктор физико-математических наук профессор Локощенко Александр Михайлович

Ведущее предприятие: ООО "Астраханьгазпром"

Защита состоится "_"_2003 г. в_час._мин. в аудитории _на заседании диссертационного совета Д 212.200.06 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: Ленинский проспект, 65, Москва, ГСП-1, 119991.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина.

Автореферат разослан "_"_2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н., профессор

С.Г.Иванцова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность проблемы.

В современном мире трубопроводы являются средством коммуникации, связывающим в единую техническую систему машины и оборудование в широком диапазоне их назначений, масштабов и стоимости. Особое значение имеют трубопроводы в системах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти и газа.

Важнейшим элементом этих систем являются технологические трубопроводы - трубопроводы обвязки насосов нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов (МН), нагнетателей природного газа компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов (МГ), нефте- и газоперерабатывающих заводов, нефтеналивных терминалов и т.д. Отличительными особенностями технологических трубопроводов являются:

-сложная пространственная геометрия (в том числе, повороты осевой линии, тройники, глухие отводы и т.д.);

- большой диапазон изменения параметров труб;

- сложный характер закрепления (сочетание надземной и подземной прокладки, присоединение к нагнетательным машинам и трубопроводной арматуре, взаимосвязь с опорами, взаимодействующими с грунтом, соединение с отводами, коллектором и т.д.);

- зависимость основной нагрузки (давления транспортируемого потока) от времени;

- отсутствие резервирования;

- технологические трубопроводы не допускают обследования диагностическими снарядами.

Последние обстоятельства особенно важны с учетом того, что срок эксплуатации многих технологических трубопроводов приближается к предельно допустимому. Это повышает требования к точности расчета и оценки на-

пряженно-деформированного состояния (НДС) технологических трубопроводов.

Следствием указанных выше особенностей является большое число параметров, определяющих НДС трубы, причем диапазон изменения параметров достаточно велик и часто имеет случайный характер. Поэтому надежность работы технологических трубопроводов зависит от условий эксплуатации и технического состояния. Однако существующие методы расчета НДС основаны на учете ограниченного числа действующих нагрузок и связанных с ними процессов деформации. Влияние не учтенных в явном виде процессов деформации предлагается учитывать с помощью коэффициентов запаса.

С увеличением срока эксплуатации в материале трубы происходит рост и накопление первоначальных разрушений, вследствие чего запас прочности снижается. Следовательно, недостатки существующей методологии расчета напряжений в технологических трубопроводах, связанные с пренебрежением влияния некоторых эксплуатационных факторов, могут стать одной из основных причин снижения надежности технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации.

Цель работы.

Повышение надежности работы технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации, в результате учета нагрузок, связанных с влиянием транспортируемого потока и учитываемых в настоящее время введением коэффициента запаса прочности.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие Задачи:

• Разработана концепция повышения надежности технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации, на основе анализа существующих методов расчета и оценки деформации;

• Разработана обобщенная математическая модель деформации технологических трубопроводов, в том числе, связанной с влиянием транспортируемого потока. При этом:

- получено уравнение деформации трубопровода, учитывающее конструкцию и процессы статической и динамической деформации, соответствующие условию а>е = {(М};

- установлены границы областей пространства параметров нагружения технологических трубопроводов;

• Исследовано влияние процессов деформации, связанных с транспортируемым потоком, на несущую способность технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации. Для решения этой задачи:

- определены диапазоны изменения переменных, в которых для расчета деформации необходимо использовать обобщенную математическую модель;

- оценено влияние действующих статических и динамических нагрузок на

величину компонент тензора напряжений и на схему напряженно-деформированного состояния;

- установлены основные причины роста динамических напряжений;

• Определены границы областей в пространстве параметров нагружения, в которых возможна как оценка, так и управление процессом деформации технологических трубопроводов. Решение этой задачи разбивается на следующие этапы:

- разработана методика выявления основных причин роста динамических напряжений;

- экспериментально доказано наличие в пространстве параметров нагружения областей, в которых возможно управление процессом деформаций;

- обоснован выбор критерия, определяющего границы областей пространства параметров нагружения, в которых возможна оценка и управление процессом деформации;

• Разработана методология расчета и оценки опасности деформации технологических трубопроводов:

- разработана методика расчета компонент тензора статических и динамических напряжений, учитывающая влияние транспортируемого потока;

- разработана методики нормирования (оценка опасности) вибрации, учитывающей особенности конструкции и режима работы, а также статическую деформацию.

Научная новизна.

• Используемые в настоящее время методы расчета не позволяют обеспечить надежность работы технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации, поскольку необходимо изменение расчетной схемы после того, как запас прочности исчерпан.

• Для расчета деформации технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации, разработана обобщенная математическая модель, учитывающая процессы статической и динамической деформации, в том числе, связанные с влиянием транспортируемого потока.

• Разработана методика количественной оценки влияния осевой нагрузки на реальную несущую способность технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации. Доказано, что учет осевой нагрузки меняет схему нагружения, условия прочности и устойчивости трубопроводов.

• Разработана методика нормирования (оценка опасности) вибрации технологических трубопроводов, учитывающая особенности конструкции и режима работы, а также статическую деформацию.

• Установлена количественная зависимость амплитуды вибрации технологических трубопроводов от появления условий резонансов - параметрического и обычного-"внешнего". (Параметрический резонанс - следствие изменения жесткости трубопровода, связанного с зависимостью осесиммет-ричной нагрузки - давления транспортируемого потока - от времени и ко-

ординаты). При этом, влияние "внешнего" резонанса и возможность потери динамической устойчивости зависят от величины осевой нагрузкой.

На защиту выносятся:

• Обобщенная математическая модель, объединяющая рассматриваемый класс процессов деформации (сое={Оу1}) технологических трубопроводов.

• Методика расчета компонент тензора статических и динамических напряжений технологических трубопроводов, соответствующих рассматриваемому классу деформаций.

• Методика нормирования вибрации технологических трубопроводов, учитывающая особенности конструкции, режима работы, а также статическую деформацию.

• Классификация процессов динамической деформации технологических трубопроводов и причин потери динамической устойчивости.

Практическая ценность работы.

Проведенные исследования и разработки представляют собой логически завершенную методологию решения проблемы расчета, оценки и управления процессом деформации технологических трубопроводов и являются основанием для практической реализации мероприятий по техническому обслуживанию - по оценке и управлению техническим состоянием - технологических трубопроводов, обеспечивающим надежность и безопасность эксплуатации трубопроводов. Методология использована при решении ряда практических задач повышения надежности эксплуатации трубопроводов на объектах нефтегазового комплекса.

Апробация работы.

Результаты работы докладывались на семинарах и конференциях, посвященных проблемам развития трубопроводного транспорта, обеспечения

технологической и экологической безопасности нефтегазопроводов, диагностике трубопроводных систем, в том числе:

• Международная конференция "Разработка газоконденсатных месторождений" (г.Краснодар, 29 мая - 2 июня 1990 г.).

• II Всесоюзная научно-техническая конференция "Гидроупругость и долговечность конструкций энергетического оборудования" (г.Каунас, 26-29 июня 1990 г.).

• Республиканская научно-техническая конференция "Диагностика трубопроводов" (г.Кременчуг, Полтавской обл., 2-4 апреля 1991 г.)

• 2-ая Международная конференция "Контроль качества трубопроводов" (г.Москва, 14-17 октября 1991 г.).

• Девятая международная научно-техническая конференция по компрессо-ростроению (г.Казань, 26-28 мая 1993 г.).

• Научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г.Москва, 11-13 октября 1994 г.).

• Первая международная конференция "Энергодиагностика. Проблемы теории и практики" (г.Москва, 4-8 сентября 1995 г.).

• 14 Российская конференция "Неразрушающий контроль и диагностика" (г.Москва, 23-26 июня 1996 г.).

• 2-я научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г.Москва, 22-24 января 1997 г.).

• Вторая Международная конференция "ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА и CONDITION MONITORING" (г.Москва, 12-16 октября 1998 г.).

• XIX Международный тематический семинар "Диагностика оборудования и трубопроводов КС" (г.Калининград, 6-11 сентября 1999 г.).

• Юбилейная Международная Деловая встреча "ДИАГНОСТИКА -2000" (Кипр, апрель 2000 г.).

• IV Международная научно-техническая конференция "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодер-жащих сред" (г.Оренбург, 18-22 ноября 2002 г.).

Публикации.

Основное содержание работы опубликовано в 36 научных трудах, в том числе, 1-й монография, 4 учебных пособия.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных научных и практических результатов, приложения, общим объемом 310 стр., 29 рисунков, 52 таблиц, списка литературы из 170 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и основные задачи работы, приведены научная новизна и практическая значимость исследований.

В первой главе проведен обзор и анализ математических моделей, используемых в настоящее время для расчета и оценки НДС технологических трубопроводов. Проведенный анализ существующих математических моделей, используемых при оценке прочности и устойчивости трубопроводных систем, свидетельствует о том, что совершенствование методик расчета - одно из направлений повышения надежности эксплуатации трубопроводных систем.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* расчет НДС материала (Е - модуль упругости Юнга, ц - коэффициент Пуассона) стенки трубы (0Бнх5н) проводится по формулам

Основные недостатки этой методики заключаются в том, что в ней:

• Рассматриваются только статические деформации.

• Учитываются следующие процессы деформации:

- деформация, вызванная равномерно распределенным по внутренней поверхности трубы давлением р (Овн - внутренний диаметр трубы);

- деформация, вызванная равномерным распределением температуры Д1 (а - коэффициент линейного расширения);

- деформация трубопровода-балки при упругом изгибе (р0 - минимальный радиус упругого изгиба оси трубы).

• Анализ деформации ограничивается прямолинейными участками.

Как следует из (1), угловая частота изменения нормативных НДС трубы по полярному углу 0 в связанной с трубой цилиндрической системе координат г,

а уравнение движения, формализующее нормативные процессы деформации, имеет вид

где у - перемещение точек трубы; С - коэффициент пропорциональности (жесткости); f(s) - "внешняя" нагрузка; s - пространственная координата, направленная вдоль оси трубы.

Вместе с тем, согласно СНиП 2.05.06-85*, обвязочные трубопроводы КС и НПС следует дополнительно рассчитывать на динамические нагрузки от пульсации давления. Однако в явном виде такой расчет не дан. Поэтому попытки учесть в явном виде влияние большего числа эксплуатационных факторов и, в частности, динамических нагрузок проводились рядом авторов: Бородавкиным П.П., Синюковым A.M., Харионовским В.В., Хачатуряном

6.Z-

ffl0={Ovl},

(2)

C-y = f(s),

(3)

и

С.А., Козобковым A.A., Герштейном М.С., Милославским А.И., Ингульцо-вым С.В., Федоровичем Е.Д., То C.W.S., Kaladi V., Friedmann Y. и другими. Основные результаты этих работ представлены в таблице 1. Из представленных данных следует, что:

- для расчета процессов деформации предлагаются разные математические модели, используются разные аргументы и параметры;

- во всех представленных моделях процессы статической и динамической деформаций рассматриваются по-отдельности;

- причины динамических деформаций, связанные с транспортируемым потоком, ограничиваются только параметрическим возбуждением.

Следствием принятых математических моделей являются методики оценки НДС трубы, основные положения которых приведены в таблице 2. Из представленных данных следует, что:

- влияние не учтенных в явном виде процессов деформации на НДС трубы учитывается в условии сохранения прочности и устойчивости использованием коэффициента запаса;

- расчет толщины стенки трубы, как и оценка НДС трубы с дефектом, проводится в предположении того, что кольцевая компонента тензора напряжений всегда больше продольной;

- при оценке опасности вибрации не учитывается реальное распределение амплитуд вибрации по длине системы и реальные условия эксплуатации;

- существующие нормы не представляют собой единой взаимосвязанной системы, поскольку рассматривают разные процессы деформации.

Из проведенного обзора следует: • Использование коэффициента запаса для оценки деформаций, не учтенных в явном виде, может не обеспечить надежность работы технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации, т.к. коэффициент запаса уменьшается с увеличением времени эксплуатации.

Математические модели расчета динамических деформаций трубы.

Математическая модель Параметры модели

Постоянные коэффициенты

шГ(тр,0О„х5н,Ь,ч(х,1)}

{у,Ш(,тр,0Онх5н,Ь}

дх* дхг д? {тр,шг,0Внх8в,Ь,Ы}

Е-1-у" +(т/-у2+_р-у" + 2-тг-у-у' + {т/+т1>)-у = 0 {р,у,тГ)тр,0В„хЗн,у"

—+—\ + тш--f = 0 1РО дх1) ' <?/ д*у {р,шр,0Внх5н,—,>!} ах

Переменные коэффициенты

дх4 дх\ 1 дх) ( \ Ру 2 дгУ о ^^ ' <?*2 ' дхд1 .Л 2 ЛИ дх ду {р,у(з,1),р(5,1),тр,0Внх5н> -г-, Эз2 '

,к„к2>

* 1 ' дх2 ' дхд1 л ' дх д1 'Л д1 1 ' {РьР1ьРьР1Ьуьуи.П1р,0О„х5н^к,

Таблица 2.

Основные положения существующих методов оценки НДС трубопровода._

Нормативные документы Основные положения Процессы деформации

СниП 2.05.06-85*: сг£, £т£Р 1.Теория наибольших нормальных напряжений, энергетическая теория. 2.Использование балочной теории при расчете шв= {0У1}

СниП 2.05.06-85*: ограниченное число процессов деформации. Использование коэффициента запаса: с Стпр ¿К2-Л? 0)9=^1}

СНиП 2.05.06-85*: расчет толщины стенки а < 0я XX кц <о0 = О

Нормы оценки трубы с дефектом: - "Газпром": Р51-31323949-42-99; - Методика определения опасности повреждений стенки труб МН по данным обследования внутритрубными дефектоскопами АК "Транснефть". Ста < СТев. £О9 = 0

Нормы вибрации трубопроводов технологического газа КС с центробежными нагнетателями 1985 г. и 1994 г.: Нормируемые параметры - Форма упругой линии задается соотношением частоты (1} и длины полуволны (1„). сое = 1

• Для обеспечения надежности работы технологических трубопроводов, длительное время находящихся в эксплуатации, необходимо уточнение расчетной схемы после того, как запас прочности исчерпан.

• Необходима разработка обобщенной математической модели деформации технологических трубопроводов, учитывающей влияние транспортируемого потока, конструкции, процессов статической и динамической деформации, соответствующих условию (2).

Во второй главе получены аналитические зависимости деформации трубопровода с транспортируемым потоком, учитывающие конструкцию, процессы статической и динамической деформации, соответствующие условию (2).

Все необходимые дифференциальные уравнения движения механической системы материальных точек и континуума следуют формально из уравнения Лагранжа 2-го рода. Поэтому составление уравнения Лагранжа 2-го рода представляет основную задачу механики системы материальных точек и континуума в целом и в ее частных приложениях. При выводе уравнения Лагранжа 2-го рода в приложении к трубопроводной системе с транспортируемым потоком были приняты следующие допущения:

• Самостоятельное перемещение опор не рассматривается.

• При оценке механизма потери устойчивости диссипацией энергии пре-небрегается.

• Характеристики трубопровода меняются дискретно по длине, а параметры транспортируемого потока изменяются по длине и по времени.

• Деформация материала трубы рассматривается в упругой зоне.

• Температура стенки трубы постоянна.

Полученное уравнение является уравнением движения трубопровода и имеет вид

+ {mp+mf)•^2=f(!l>t)•

(4)

Здесь тг - масса транспортируемого потока в единице длины трубопровода; тр - масса единицы длины трубы; V - скорость транспортируемого потока вдоль оси трубопровода; Р^ - площадь внутреннего сечения трубы; I - время.

Отличие полученного уравнения движения от используемых ранее (Таблица 1) связано с тем, что

• При определении коэффициента жесткости С рассматривается весь класс процессов деформации, соответствующий условию (2).

• В левой части уравнения движения учтены силовые факторы, связанные с влиянием транспортируемого потока, ранее не учитываемые в СНиП 2.05.06-85* (3).

В частности, полученное уравнение формализует влияние сосредоточенных осевых сил, возникающих в разветвлениях, в поворотах осевой линии, на границах элементов, если вектор равнодействующей сил давления отличен от нуля. Возникающее при этом напряженное состояние (называемое начальным) уравновешивается осевой силой N. Поэтому полученное уравнение позволяет рассмотреть:

• Новый класс задач, связанный с деформацией трубопроводов, возникающей, когда равнодействующая сил давления отлична от нуля.

• Установить взаимосвязь процессов статической и динамической дефор-

Для количественной оценки начального напряженного состояния и взаимосвязи процессов статической и динамической деформации уравнение движения (4) следует представить в виде двух постановок: • Уравнение статической деформации -

мации.

• Уравнение динамической деформации -

v ' 1 ' ¿>*2 ' дв-дг

В отличии от ранее выполненных исследований, разделяющих процессы статической и динамической деформации, уравнения (5) и (6) рассматриваются как единая система, совместное решение которых и определяет процесс деформации.

В третьей главе определены диапазоны изменения параметров нагру-жения технологических трубопроводов, определяющие статические деформации, связанные с изменением вектора равнодействующей сил давления. Дана количественная оценка этих деформаций.

Учет влияния транспортируемого потока на статическую деформацию трубопровода формально сводится к оценке величины осевой силы Ы, уравновешивающей силы, связанные с изменением вектора равнодействующей сил давления. Величина силы N определяется численно методом последовательных приближений из уравнения (5), в котором Цб) - вектор осевых усилий, вызванных транспортируемым потоком. Как следует из (5) осевая сила N является функцией геометрических размеров, жесткости трубопровода, параметров потока и распределенной по внешней поверхности трубы нагрузки

'Эз2

Рассмотрим изменение величины осевой силы N в трубопроводе

а*2

(рис.1). Изменение осевой силы N представлено на рис.2, величины силы N и соответствующие ей напряжения

(8)

Л-

приведены в таблице 3 (Р, - площадь кольца трубы).

{р,у,р,0Внх8Н)-^,Ц5)}. (7)

(0720x11.3 [мм], р = 7.0 [МПа]) при одном варьируемом аргументе -^-у-

Рис.1.Схема участка трубопровода и направление сил N.

Рис.2.Изменение осевой силы N для представленной на рис.1 схемы участка трубопровода.

Таблица 3.

Величины осевой силы N и соответствующего напряжения.

Н-Ь-1 Б-Ь"1 N. [МН] стм, [МПа]

0.2 0.1 4.329 (шах) 172.1 80

0.5 1.0 2.674 106.3 49.2

Как следует из приведенных данных изменение геометрических размеров участка приводит к тому, что величина осевой силы меняется в широком диапазоне, имеет абсолютный и локальные экстремумы, а вызванное ею напряжение может достигать 80% от нормативного кольцевого.

В таблицах 4 и 5 представлены результаты исследования влияния температурного перепада на участке трубопровода (рис.1) на величину осевой силы N.

Таблица 4.

Изменение параметров трубопровода (0720x11.3 [мм]; НЬ"1 = 0.2;

Б-Ь"1 = 0.1; Ь = 20 [м]) после изменения температуры.

Параметры конструкции ДТ = -20° ДТ = -10° ДТ = + 10° АТ = +20°

Б-и1 0.099953 0.1 0.1 0.100047

Н-Ь"1 0.199368 0.2 0.2 0.200633

Таблица 5.

Изменение параметров трубопровода (0720x11.3 [мм]; 01020x12 [мм]; Н-Ь'1 = 0.03125; З-Ь'1 = 0.4; Ь = 200 [м]) после изменения температуры в диапазоне [-15.33;+15.33].

Параметры конструкции 0720x11.3 [мм] 01020x12 [мм]

Б-Ь-1 0.4001 0.4001

Н-Ь"1 0.0334 0.0334

Из представленных в таблицах 4 и 5 результатов следует, что перепад температур практически не оказывает влияния на величину осевой силы.

На рис.3 представлены результаты измерения и расчета деформации трубопровода (01020x12 [мм]), распределенной по внешней поверхности трубы нагрузкой. Такая деформация может быть связана как с изменением температуры (в диапазоне до 30.66°), так и с равномерно распределенной или сосредоточенной в центре трубы нагрузкой.

Расчет величины осевой силы в трубопроводе при изменении внешней нагрузки, обуславливающей появление напряжений меньших и больших предела текучести (таблица 6), свидетельствует о том, что изменение внешней нагрузки не оказывает влияние на изменение осевой силы.

Таблица 6.

Напряжения в трубе для экспериментальной и расчетной упругих

линий (рис.3 и 4).

Упругая линия сга, [МПа]

Эксперимент Больше предела текучести -

Расчет 164.44 56.6

На рис.4 представлены результаты расчета и измерения упругой линии участка технологического трубопровода в плоскости его осевой линии. Деформация трубопровода в данном случае вызвана смещением коллектора при X, равном 0. В результате расчета было установлено, что напряжения изгиба близки к предельной величине (таблица 7). Однако величина осевой нагрузки, рассчитанная для деформированного и недеформированного участков, практически не изменилась.

до деформации

15 25 35 45 55 65 75 85 95 105 115 125 S, [м]

Рис.3.Результаты измерения и расчета деформации трубопровода распределенной по внешней поверхности трубы нагрузкой. Y, [мм]

1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 11.0 12.0 13.0 14.0 15.0

0 -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 -90 -100

-110 -120 -130 -140 -150 -160 -170 -180 -190

— — ... — Г-' — —1

--

г»**'

- — У* \ ж

i Н( чи >н

- — -- Л !

- — ... — i А — — — --

г /

/ / - __ _ _

— р* СИ ет — 7- * У —

/ / - - —

/ /

/ Ю{: рр

и \у у- /

— — — — —

У

/

X, [м

Рис.4.Результаты измерения и расчета деформации технологического

трубопровода, вызванной смещением коллектора (в точке Х=0).

Напряжения в трубе для экспериментальной и расчетной упругих линий (рис.3 и 4).

Упругая линия сги, [МПа]

Эксперимент Больше предела текучести -

Расчет 199.7 123.8

Полученные результаты свидетельствуют о том, что влиянием распределенных по внешней поверхности трубы нагрузок (7) на величину осевой силы N можно пренебречь. Поэтому для технологических трубопроводов величина осевой силы N определяется аргументами в пространстве параметров нагружения

{р,у,р,0Внхбн,§} « {р,0О„х5н,|^}. (9)

&

В четвертой главе проведен анализ динамических деформаций технологических трубопроводов. Получена обобщенная математическая модель деформации технологических трубопроводов, связанной с влиянием транспортируемого потока, и определено пространство параметров нагружения.

Условия эксплуатации технологических трубопроводов позволяют не учитывать влияние силы Кориолиса на процесс деформации. Тогда уравнение движения(4) примет вид

или

Численная форма уравнения движения (10) -

в которой {у(0}, (у(')} - вектор перемещений и вектор ускорений системы

конечных элементов трубопровода; [Ка] - матрица жесткости системы конечных элементов трубопровода без транспортируемого потока, соответствующая классу деформаций (2); [Ту] - матрица сил инерции потока; [Тр] -матрица сил давления потока; [Ты] - матрица осевых усилий; [М] - матрица масс; {/(/)} - вектор "внешней" нагрузки.

Из (11) следует, что общая матрица жесткости трубопроводной системы (соответствующая классу деформаций (2)) с учетом влияния транспортируемого потока равна

= + И + М + (12)

Тогда уравнение движения трубопроводной системы в численной форме с учетом транспортируемого потока принимает вид

ЖЯ0}+М-{ЖИ/(0}- (13)

Уравнение движения трубопроводной системы до начала динамической деформации -

[*]•{>} = {/}■ О4)

Из уравнения (14) однозначно следуют основные причины возбуждения динамических деформаций:

- дискретное изменение жесткости трубопроводной системы (параметрическое возбуждение) или "внешней" нагрузки ("внешнее" возбуждение), приводящее к собственным колебаниям;

- периодическое изменение жесткости трубопроводной системы или "внешней" нагрузки, обуславливающее вынужденные колебания.

Уравнение движения при параметрическом периодическом возбуждении (вызванном, например, изменением давления в (12)) имеет вид

(15)

Решение уравнения движения (15) на шаге I (1 > 1) по времени равно

[1].{у,+1} = (2.[1]-^.[мГ.[К,]).{у,}-[1].{у1.,}+Ь2.[мГ.{Г}, (16)

где [I] - единичная матрица; Ь - шаг интегрирования по времени.

Используя обобщенные массы и жесткости исследование процесса деформации при периодическом параметрическом возбуждении проведем на примере одномассовой механической системы. Исходные данные: масса ш = 10 [кг]; жесткость к = 9800 [Н-м"1]; период собственных колебаний Т = 0.2 [с]; статическое перемещение хо = 0.01 [м]; амплитуда изменения жесткости Дк = 50 [Н-м'1]; период изменения жесткости Т = 0.2 [с]. Система находится в условиях параметрического резонанса.

Уравнение движения одномассовой системы -

т-х + к(1)-х=Р, (17)

где х, х - перемещение и ускорение массы ш;

Р - собственный вес. Решение уравнения движения (17) одномассовой системы -

х1+1 = (2 - Ь2 • щ-' • к) • х, - хн + Ъ2 • пГ1 • Р. (18)

На рис.5 показан рост величины перемещения х (потери динамической устойчивости) с течением времени. В таблице 8 приведена зависимость увеличения амплитуды перемещения (потери динамической устойчивости) от величины Ь.

Таблица 8.

Отношение максимальной амплитуды перемещения за интервал времени

2 [с] к начальной амплитуде.

№ Ь, [с] Отношение амплитуд

1 0.0100 1.126

2 0.0050 1.122

3 0.0025 1.114

4 0.0010 1.099

В таблице 9 приведен порядок слагаемых решения (18) при разных значениях Ь.

Рис.5.Изменение перемещения системы

при параметрическом резонансе (при Ь =

0.01 [с]).

Таблица 9.

Порядок слагаемых решения (18) при разных значениях шага Ь.

№ Ь, [с] х0, [м] (2 - Ь2 • ш"' • к) • Х[, [м] Ь2 • гп1 • Р, [м]

1 0.01000 0.01 1.9-0.01 = 1.9- 10"2 » 1 • 10'3

2 0.00500 0.01 1.975 -0.01 = 1.975 • 10"2 я 2.45 • 10"4

3 0.00250 0.01 1.994-0.01 = 1.994- 10*2 »6.13 • 10"5

4 0.00100 0.01 1.999-0.01 = 1.999- 10"2 «1 • Ю-5

5 0.00050 0.01 1.99975 • 0.01 = 1.99975 • 10"2 »2.45 • 10"6

6 0.00010 0.01 1.99999 • 0.01 = 1.99999 • 10"2 « 1 • 10"7

7 0.00005 0.01 1.9999975 • 0.01 = 1.9999975 • 10"2 « 2.45 • 10"8

Из приведенных в таблицах 8 и 9 результатов следует, что рост амплитуд вибрации при параметрическом резонансе определяется порядком последнего слагаемого Ь2-т"'-Р в правой части формулы (18). С уменьшением Ь уменьшается влияние слагаемого Ь2-т"'-Р на процесс движения. В этом случае уравнение движения асимптотически приближается к однородному уравнению с постоянными коэффициентами

т-х + к- * = 0 (19)

Уравнение (19) является хорошо известным уравнением собственных колебаний с постоянной амплитудой. Таким образом, при малом порядке слагаемого Ь2-т"'-Р процесс параметрического резонанса не сопровождается потерей динамической устойчивости.

В таблицах 10 и 11 приведены порядки величин слагаемых в формуле (16) для типовых участков технологических трубопроводов (первый тип -прямолинейный участок с идеально шарнирным опиранием, второй тип -прямолинейный участок с идеально жестким закреплением, третий тип -прямоугольный участок с идеально жестким закреплением).

Максимальные величины статических перемещений трубопровода под действием собственного веса, [м].

Тип конструкции Первый тип Второй тип Третий тип

Уо 0.020992 0.000440 0.030531

Таблица 11

Порядок слагаемого h2-[M]"'-{f} для различных конструкций

трубопровода, [м].

Тип конструкции Первый тип Второй тип Третий тип

h2-[M]-'-{f} 1-Ю'7 1-Ю"9 1-Ю'8

Из приведенных в таблицах 10 и 11 результатов следует, что последнее слагаемое в правой части формулы (16) практически не влияет на амплитуду вибрации трубопровода. В этом случае движение трубопровода подчиняется закону

[*]-M<№Hv(f)H (20)

собственного движения трубопровода с постоянной амплитудой. Таким образом, параметрический резонанс в технологических трубопроводах не сопровождается потерей динамической устойчивости.

В технологических трубопроводах вибрация, вызванная "внешним" возбуждением, может быть связана с:

- нагрузкой, распределенной по внешней поверхности трубы и связанной с внешними воздействиями;

- нагрузкой, распределенной по внутренней поверхности трубы и связанной с изменением равнодействующей сил давления (S).

Поэтому суммарная "внешняя" статическая нагрузка имеет вид

f,(s) = fr(s) + f0(s), (21)

где f((s) - распределенная по внутренней поверхности трубы "внешняя"

нагрузка, связанная с изменением равнодействующей сил давления; f0(s) - распределенная по внешней поверхности трубы "внешняя" нагрузка.

Тогда уравнения движения трубопроводной системы до начала динамической деформации (I = 0) представляет собой систему, формализующую два процесса деформации

я'.

? (22) С-у.+Ц-у'+р-^+Ы)-^.«^

При изменении давления происходит изменение начального напряженного состояния (первое уравнение системы (22)), которое, в свою очередь, приводит к возбуждению инерционных сил, вызывающих динамическую деформацию всей системы (второе уравнение системы (22)). Уравнения движения при дискретном изменении "внешней" нагрузки Г^б) -

а2 й1 ■ (23)

Уравнения движения при периодическом изменении "внешней" нагрузки «8,1) -

С-у + Ц-^+р.^+Ы)-!^^);

* (24)

С-у + (тг-у2+р-Рг+Ы)-^ + (тр+тг)-р = Г„(з).

Поскольку механизм влияния "внешнего" возбуждения на амплитуду вибрации хорошо известен, следовательно, основной причиной потери динамической устойчивости технологических трубопроводов является обычный резонанс. Необходимо отметить, что "внешнее" возбуждение в данном случае вызвано транспортируемым потоком.

Системы уравнений (22)^(24) являются обобщенной математической моделью, связывающей класс деформаций (2) технологических трубопроводов в единую взаимосвязанную систему.

Пространство параметров динамического нагружения технологических трубопроводов -

{p,p(s>t),mp,0D„x5H,0-} = {p,p(s,t)} u {mp,0D„x5H)^-}, (25)

в котором переменные {p,p(s,t)} - характеристика технологического режима;

д2у

{mp,0DHx5H,—г} - характеристика конструкции.

OS

В пятой главе на основе экспериментальной оценки влияния процессов динамической деформации на амплитуду вибрации технологических трубопроводов и оценки влияния геометрических и эксплуатационных факторов на процесс деформации разработаны принципы управления процессом деформации.

В предыдущей главе показано, что технологические трубопроводы могут находиться в условиях параметрического резонанса, обычного резонанса и вне условий резонанса. В качестве объекта исследования были выбраны технологические трубопроводы насосного цеха газоперерабатывающего завода (ГШ), НПС и КС. Параметры этих систем соответствуют трем различным точкам пространства параметров нагружения (25).

Задача исследования вибрации технологической обвязки ГПЗ (в первой точке пространства параметров нагружения) заключалась в сопоставлении измеренных (f) и вычисленных с обобщенной системы уравнений движения (24) (f0) частот и амплитуд (Sa) вибрации и выявлении механизма возбуждения вибрации (таблица 12).

Таблица 12.

Результаты расчета и измерения вибрации всасывающего трубопровода.

№ частоты Рассчитанная собст- Измеренная частота Амплитуда Sa,

венная частота f0, [Гц] вибрации f, [Гц] [мкм]

1 2 3 4

1 8.44

2 11.13 10.76 48.1

Продолжение табл.12.

1 2 3 4

3 13.75 13.50 45.5

24.58 47.6

25.49 17.6

4 26.34

31.51 7.3

33.35 7.96

Для выявления механизма возбуждения вибрации на основании результатов измерений приведено вычисление частоты параметрического резонанса. Используя для вычисления частоты параметрического резонанса экспериментально полученные частоты получаем, что частота параметрического резонанса

^¿+^10.76 + 13.50

п 1

совпадает с частотой пульсации давления (оборотная частота вращения вала насоса 24.83 [Гц]). Полученные результаты позволяют определить причины появления различных частотных составляющих (таблица 13).

Таблица 13.

Сопоставление частотных составляющих вибрации.

Частота параметрического возбуждения (пульсации давления), [Гц] Число п Собственная частота Г0|, [Гц] Собственная частота 5)2. [Гц]

24.26 1 10.76 13.50

Приведенные в Таблицах 12 и 13 результаты свидетельствуют о том, что движение всасывающего трубопровода является суперпозицией комбинационного параметрического резонанса и вынужденного движения вне условий резонанса. Аналогичный результат получен и для нагнетательного трубопровода.

В таблице 14 приведены рассчитанные в соответствии с обобщенной системой уравнений (24) собственные частоты участков всасывающего и нагнетательного трубопроводов, присоединенных к ЦБН НПС (вторая точка пространства параметров нагружения).

Таблица 14.

Рассчитанные величины собственных частот ¡о, [Гц].

Трубопровод (т ^02 На Го4 *05

Всасывания 112.74 231.4 280.5 357.7 357.8

Нагнетания 118.6 247.0 288.4 381.1 460.8

В таблице 15 приведены результаты измерения амплитуд и частот вибрации в двух сечениях всасывающего и нагнетательного трубопроводов.

Таблица 15.

Результаты измерения амплитуд и частот вибрации.

Частота вибрации, [Гц] Размах виброперемещений, [мкм]

Всасывающая сторона Сторона нагнетания

Сечение 1 Сечение 2 Сечение 1 Сечение 2

10.0 28 29 27 29

49.85 0.8-1.5 0.8 + 1.1 0.6+1.4 1.3 + 1.7

112.74 «0 »0 и 0 «0

118.6 «0 «0 «0 «0

Измеренная частота пульсации давления - 10 [Гц]. Номинальная оборотная частота вращения вала насоса - 49.85 [Гц]. Лопаточная частота насоса (7-я оборотная частота) - 346.5 [Гц]. Полученные результаты говорят о том, что вибрация происходит на частоте пульсации давления 10 [Гц], не совпадающей с собственными частотами трубопроводной системы.

Для определения механизма появления вибрации сравним приведенные в таблице 15 результаты измерений виброперемещений с результатами (таблица 16) расчета деформации (изменения начального напряженного состояния), вызванной изменением модуля осевой "внешней" нагрузки давления со стороны транспортируемого потока (первое уравнение системы (23)).

Результаты расчета виброперемещений, [мкм].

№ сечения Всасывающая сторона Сторона нагнетания

Рщт Ртах Д Ртт р 1 шах Д

1 31.0 53.5 22.5 170 195 25

2 32.0 55.1 23.2 124 146 22

Из приведенных в таблицах 15 и 16 результатов следует, что движение присоединенных трубопроводов - вынужденные колебания вне условий резонанса, вызванные изменением модуля осевой "внешней" нагрузки со стороны транспортируемого потока.

Для выявления механизма возбуждения вибрации технологических трубопроводов КС (третья точка пространства параметров нагружения) были сопоставлены рассчитанные по обобщенной системе уравнений движения собственные частоты, измеренные частоты вибрации и частота пульсации давления транспортируемого потока (таблица 17).

Таблица 17.

Результаты измерения и расчета параметров вибрации трубопроводов.

Измеренные амплитуды Ба, [мкм] Измеренные частоты £ [Гц] [Гц] Рассчитанные собственные частоты Г0, [Гц]

Всасывание Нагнетание

- - - 4.121

600 6 + 8 7.90 6.1

46 > 12 21.73 13.87

С учетом того, что измеренные частоты пульсации давления изменялись в диапазоне 4-4-12 [Гц], из представленных в таблице 17 данных следует, что вибрация обусловлена резонансными колебаниями в диапазоне частот 6+8 [Гц] и вынужденными колебаниями на частотах свыше [12 Гц]. Поскольку амплитуда вибрации на резонансной частоте более, чем на порядок превышает амплитуды вибрации на других частотах, можно считать, что рост вибрации связан с условием обычного ("внешнего") резонанса.

Таким образом, рассмотрены различные механизмы динамической деформации, соответствующие точкам пространства параметров нагружения (таблица 18). Там же приведены вычисленные величины осевой силы N. Из представленных результатов следует, что изменение величины осевой силы сопровождается изменением механизма динамических деформаций. Амплитуда вибрации при заданной величине силы N зависит от соотношения собственных частот трубопровода и частот пульсации давления (таблица 19) (£ -резонансная частота).

Из полученных данных следует, что в зависимости осевой силы N от характеристик технологического режима и геометрических параметров трубопроводной системы существуют три области (рис.6)

- параметрического резонанса;

- промежуточная;

- обычного резонанса.

Эти области характеризуют влияние механизма возбуждения и осевой силы N на процесс деформаций.

Следовательно, для управления процессом деформации необходимо изменить либо механизм возбуждения, например, изменением осевой силы N. либо при заданной величине N изменить соотношение частот.

В шестой главе представлена методология расчета и оценки деформации технологических трубопроводов.

Как было показано в главе 5, каждая область пространства параметров нагружения определяется механизмом возбуждения деформаций и величиной осевой силы N. В рамках конкретной области нельзя изменить механизм возбуждения деформации и возможно только определение величины напряжения. Существенное изменение величины напряжения требует изменения механизма возбуждения, реализуемого переходом в другую область (рис.7). Следовательно, разработка мероприятий по оценке и снижению величины напряжения разбивается на два последовательных этапа - оценка и управление процессом деформации.

Зависимость величины осевой силы N от координат точек пространства параметров нагружения.

№ точки 0Внх6я, [мм] Ь, [м*] Р, [МПа] Осевая сила Ы, [МН]

Всасыв. Нагнет. Всасыв. Нагнет. Всасыв. Нагнет. Всасыв. Нагнет.

1 0508x8.3 0304.8x3.7 0.19 0.069 0.16 1.95 0.0307 0.1427

0406.4x3.9 0.125 0.17 2.15 0.0308 0.2515

2 0630x10 0529x9 0.292 0.205 1.0 3.6 0.09 ч- 0,26 0.26 + 0.65

3 01020x16 0720x11.3 0.767 0.382 5.64 7.31 4.29 + 4.37 2.80 + 2.89

с

г; :

Таблица 19.

Взаимосвязь механизма динамической деформации и соотношения частот пульсации потока и собственных

частот трубопроводной системы.

№ точки Процесс движения Область пересечения частот

1 Суперпозиция параметрического резонанса и вынужденного движения вне условий обычного резонанса

2 Вынужденное движение вне условий резонанса {п {fo}=0v{f«fo}

3 Вынужденное движение в условиях обычного резонанса {п

3 Вынужденное движение вне условий обычного резонанса

N. [МН]

) область № 3: обычный резонанс

область № 2 область № 1: параметрический резонанс

ев

(характеристики конструкции трубопроводной системы)

(Р,Р(М)} (характеристики технологического режима)

Рис.б.Взаимосвязь осевой силы N и механизма динамической деформации в пространстве параметров нагружения.

область п

д\

{Шр,0Внх5„,——} от

(характеристики конструкции трубопроводной системы)

УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ

ОЦЕНКА ПРОЦЕССА

{Р>Р(М)} (характеристики технологического режима)

Рис.7.0бласти оценки и управления процессом деформации в пространстве параметров нагружения.

С учетом формулы (8) компоненты суммарного тензора статических и динамических напряжений (соответствующих (2)) технологических трубопроводов равны

— _ V _СТ . —V ,

- ащ + аво - аое +аж>

Хвг ~ Х$г>

(26)

где

5-я- 2-я-К

г2-я-Я^ I.

I.

5-я- 2-Л--Л ( 2-я-Я

2-я-Я

\г

I.

I.

I

-Е

Б -я 2-я-Я

2-я-Я

I

\2

I.

I

К

2-я-Я I.

(27)

являются компонентами тензора напряжения, вызванного вибрацией с угловой частотой сое изменения НДС по полярному углу 0, равной 1, амплитудой 8а и длиной полуволны (характерным масштабом изменения деформации) /„ (Я - средний радиус трубы). Эквивалентное напряжение равно

= \ + а1е + («г» - ав )2]

(28)

Полученные зависимости (26)+(28) отличаются от нормативных к предлагаемых в литературе методик расчета НДС трубы тем, что в них:

• В явной форме учтены статические и динамические напряжения.

• Учтены все процессы деформации, соответствующие условию (2).

• Учтены все процессы деформации, связанные с влиянием транспортируемого потока и соответствующие условию (2).

• Учтен суммарный результат влияния всех динамических нагрузок на амплитуду собственных и вынужденных колебаний. Полученные результаты позволяют оценить влияние силовых факторов, связанных с изменением вектора равнодействующей сил давления потока, на величину компонент тензора напряжений и их соотношение. Эти соотношения характеризуют схему нагружения и выбор компоненты, используемой в условиях прочности и устойчивости.

В таблице 20 приведены данные, характеризующие влияние только осевой силы N на отношение кольцевых и осевых компонент тензора напряжения для каждой из рассмотренных в главе 5 областей пространства параметров нагружения (25).

Таблица 20.

Отношение кольцевых и осевых статических напряжений для разных

областей пространства параметров нагружения, [%].

№ области стее ПР авв о,

1 100 261+270 78 + 81 102.6+103.5

2 100 244 + 248 74 + 75 101.1 + 101.3

3 100 266 + 270 80 * 81 103.0+ 103.4

Как следует из приведенных данных, учет влияния этой силы не приводит к существенному изменению эквивалентного напряжения (ог,н - нормативное эквивалентное напряжение), кольцевая компонента остается определяющей, но отношение кольцевой и осевой компонент, которое не должно 30%, достигает 80%.

В таблице 21 приведены данные, характеризующие влияние не только осевой силы, но и вибрации в каждой из выделенных областей на отношение кольцевых и осевых компонент напряжения.

Отношение кольцевых и осевых напряжений для разных областей пространства параметров нагружения, с учетом напряжений, вызванных вибрацией, [%].

№ области Система стее он и СТПР £л. Яее

1 Всасывание 478.42 2300.68 144.86

1 Нагнетание 101.00 293.68 95.54

2 Всасывание 102.44 291.30 85.31

2 Нагнетание 114.88 304.90 79.62

3 Всасывание 117.70 425.91 108.56

3 Нагнетание 107.67 369.35 102.90

Как следует из приведенных данных, учет влияния этих силовых факторов приводит к принципиальному изменению схемы напряженного состояния. Для области № 3 (обвязка ГПА) выполнено условие

стш > ств0. (29)

Поэтому в условиях прочности и устойчивости необходимо использовать уже осевую компоненту тензора напряжений.

В таблице 22 помимо нагрузок, связанных с осевой силой N и вибраци-' ей, учтено влияние статического изгиба.

Таблица 22.

Отношение кольцевых и осевых статических напряжений для

технологического трубопровода (рис.4), [%].

Вариант °ев стн К и Ел. „н ПР Ел. <?*> о, аГ

Сила N без изгиба 100 262 * 264 78.6 * 79.2 102.6 т 102.8

Изгиб и сила N 100 128 +173 115 + 222 123.0 ч-131.8

Изгиб без силы N 100 100 66.7 -г 173.8 100

Из приведенных данных следует, что для оценки реального напряженного состояния технологических трубопроводов необходимо учитывать все компоненты тензора напряжений, приведенные в (26)+(27).

Компоненты тензора статических напряжений и сг" в (26) рассчитываются по формулам (1), (5) и (8). Расчет величин компонент тензора динамических напряжений технологических трубопроводов, вызванных пульсацией давления, по уравнению (10) (или по второму уравнению системы (24)) в общем случае невозможен, поскольку процесс вибрации является суммарным результатом всех действующих на трубопровод сил, численные характеристики которых имеют часто случайный характер изменения в широком диапазоне. Формулы (27), связующие параметры вибрации с соответствующим ей напряжением, позволяют, используя результаты измерения, оценить уже суммарный результат не всегда полностью известного набора действующих на трубопровод сил. Этот результат позволяет:

• Оценить по формулам (27) уровень непосредственно динамических напряжений, вызванных вибрацией.

• Определить по формулам (26) общий уровень НДС трубы с учетом статических и динамических деформаций, соответствующих (2).

• Решив обратную задачу сформулировать уравнение нормирования (оценки) вибрации.

Так, подставив в формулу (28) величины компонент тензора напряжений (26) и (27) получаем уравнение нормирования вибрации трубопровода

_[0; _ _ су. оу + а;-2)] = 0, (30)

в котором ст5 - предельное напряжение стенки трубы, определяемое из установленного условия прочности.

Предельное значение нормируемого параметра - функция

Б. -71

1.

в.-я

или

е. - Я

1

_ Б, -71

1

71-11

1

ТРЯ 1.

(31)

В отличии от существующих методик в настоящей работе в основу нормирования положены результаты измерения упругой линии трубопровода, позволяющие определить амплитуду и длину полуволны и, следовательно, нормируемый параметр. Такой подход позволяет учесть влияние всех силовых факторов, определяющих процесс динамической деформации.

Влияние выбора нормируемого параметра на оценку вибрации и напряженного состояния трубы для рассмотренной в главе 5 третьей точки пространства параметров нагружения (обвязки ГПА) представлено в таблицах 23+25.

Таблица 23.

Результаты измерения и расчета параметров вибрации.

№ № формы 8 а, V,, Оценка по нор- 1п. [м]

области вибрации [мкм] [мм-с"1] мам (1985 г.) [МПа]

3 1 612 26.92 Недопустимо 13.55 4.842

3 2 600 26.39 Недопустимо 8.6 11.929

3 3 494 21.73 Недопустимо 2.6 83.754

3 4 419 18.43 Недопустимо 2.2 67.558

Таблица 24.

Величины напряжений, вызванных вибрацией, [МПа].

№ формы СТ8в

3 83.754 30.816 50.803

4 67.558 17.298 34.185

Таблица 25.

Величины суммарных и предельного напряжений, [МПа].

№ формы сгее ст„ Твг К

3 204.95 222.49 50.80 294.48

4 242.90 249.94 34.19 280.44

Из представленных в таблицах 23+25 результатов следует: • Максимальный по действующим нормам уровень вибрации не сопровож-

дается появлением максимальных напряжений.

• Величины вызванного вибрацией и суммарного напряжения таковы, что неправильный выбор формы волны вибрации оказывает принципиальное влияние на оценку как самой вибрации, так и общего напряженного состояния трубы.

• По действующим нормам максимальной компонентой действующих напряжений является стее, по фактическому состоянию - аа.

Таким образом, разработана методология расчета и оценки класса деформаций (2) технологических трубопроводов. Сформулированы принципы управления данным классом процессов деформации технологических трубопроводов.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1 .Разработана модель, обобщающая расчет процессов статической и динамической деформаций технологических трубопроводов, - система уравне-

ний движения, учитывающая влияние транспортируемого потока, конструкцию и режимы работы трубопровода.

2.Установлено, что в технологических трубопроводах при изменении вектора равнодействующей сил давления, возникает дополнительная по сравнению с нормативными осевая нагрузка N.

3.Осевая нагрузка и динамические деформации, связанные с влиянием транспортируемого потока, приводят к тому, что величина продольной составляющей тензора напряжений технологических трубопроводов достигает 108.6% от кольцевой составляющей (без учета статического изгиба).

4.Разработана методика расчета компонент тензора статических и динамических напряжений технологических трубопроводов, учитывающая влияние транспортируемого потока.

5.Разработана методика нормирования (оценка опасности) вибрации технологических трубопроводов, учитывающая особенности конструкции и режима работы, а также статическую деформацию.

6.Рассмотрены особенности проявления общих законов механики при анализе и управлении деформацией технологических трубопроводов НПС, КС и перерабатывающих предприятий.

Основные результаты работы представлены в следующих публикациях:

1.Поляков В.А. О расчете вибрации трубопроводов большого диаметра //ЭИ ВНИИЭгазпрома, сер.: Транспорт и подземное хранение газа, 1986, вып.5, с.4-6.

2.Поляков В.А. О применимости балочной теории для расчета на вибрацию трубопроводов большого диаметра //Трубопроводный транспорт газа. -М.: МИНГ, 1987, с.116-119.

3.Поляков В.А. Разработка методики нормирования вибрации трубопроводов больших диаметров с целью повышения их надежности. - Автореферат дис.канд.техн.наук. -М., 1989, - 19 с.

4.Козобков А.А., Писаревский В.М., Поляков В.А. Нормирование вибрации труб большого диаметра //Доклады Международной конференции "Разработка газоконденсатных месторождений, Секция 5 "Промысловая обработка и внутрипромысловый транспорт, коррозия". Краснодар, 29 мая - 2 июня 1990 г. - М.: 1990, с.139-142.

5.Pisarevskiy V.M.,Polyakov V. A. Normalization of pipe-line system vibration //2nd Int. Conf., «Pipeline Insp.», Moscow, Oct. 14-18, 1991. - Moscow, 1991. - c.154-158.

6.Polyakov V.A., Yarmoluk V.V. Diagnostics dynamic state of pipe-line systems for compressor plants //2nd Int. Conf. «Pipeline Insp.», Moscow, Oct. 1418,1991. -Moscow,1991. - c. 255-259.

7 .Яковлев Е.И.,Куликов В.Д.,Шибнев A.B., Поляков В.А.Довалевич Н.С.,Шарабудинов Ю.К. Моделирование задач эксплуатации систем трубопроводного транспорта. -М.: ВНИИОЭНГ, 1992 г. -с.358.

8.0palka S.,Poliakow W.A. Metholody of depression vibration level in the far range gas and oil pipelines //"Nafta-Gaz" (Oil-Gas) No. 11-12, November-December 1992, pp.293-294. -Krakow,ul.Lubicz 25a,

9.Конради B.B.,Опалка С..Поляков В.А.,Челинцев С.Н. Совершенствование метода теплогидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих высокозастывающую нефть //"Трубопроводный транспорт нефти"-, N5 (май) 1995, с.18-19.

10.Писаревский В.М.,Поляков В.А.,Прохоров А.Д. Оценка динамического состояния и нормирование вибрации трубопроводовы обвязок насосных и компрессорных машин //Доклады Первой Международной конференции "Энергодиагностика. Проблемы теории и практики". Т.2. "Диагностика и надежность". Москва 4-8 сентября 1995 г. - М.: ИРЦ Газпром, 1995, с.261-266.

11.Писаревский В.М.,Поляков В.А.,Прохоров А.Д.,Черняев В.Д., Челин-цев С.Н. Основы технической диагностики: Методические указания к практическим занятиям по курсу. Часть I. -М.: ГАНГ, 1996 - 90 с.

12.Писаревский В.М.,Поляков В.А. О выявлении источника параметрического резонанса в трубопроводных системах центробежных насосов //"Транспорт и хранение нефтепродуктов", N 4-5, 1997, с.33-34.

13.Писаревский В.М.,Поляков В.А.,Прохоров А.Д.,Сощенко А.Е., Черняев В.Д.,Челинцев С.Н.. Трубопроводный транспорт нефтей с аномальными свойствами. -М.: Нефть и газ, 1997. - 56 с.

Н.Поляков В.А. К вопросу снижения уровня вибрации при параметрическом резонансе в трубопроводных системах центробежных насосов //"Транспорт и хранение нефтепродуктов", №4-5, 1997, с.35-36.

15.Шибнев А.В.ДСозобков А.А.,Писаревский В.М.,Поляков В.А., Прохоров А.Д.,Черникин A.B. Прогнозирование надежности магистральных газопроводов при эксплуатации. -М.: ГАНГ, 1997. - 91 с.

16.Иванцова С.Г.,Поляков В.А. Об оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода при капитальном ремонте с учетом действия продольных сил. - М.: ИРЦ Газпром. НТС "Транспорт и подземное хранение газа", N 3, 1998. - с.10-18.

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

18.Бутусов Д.С.,Писаревский В.М.,Поляков В.А. Влияние низкочастотных колебаний газа, генерируемых люк-лазом на всасывании ГТ1А типа ГТК-25ИР, на вибрационное состояние трубопроводной обвязки нагнетателя. -М.: ИРЦ Газпром. НТС "Диагностика оборудования и трубопроводов", № 5-6, 1999.-с.55-68.

19.Василенко С.С.,Писаревский В.М.,Поляков В.А. Исследование влияния зазора щелевого уплотнения и подачи на вибрацию центробежного насоса //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 1,1999. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 1999 г. - с.42-46.

20.Иванцова С.Г.,Поляков В.А. Оценка напряженно-деформируемого состояния ремонтируемого трубопровода с учетом технологической схемы и условий конкретных регионов //Труды Второй Международной конференции "ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА и CONDITION MONITORING". Т.4. "Эксплуатация и ремонтное обслуживание магистральных трубопроводов". Часть 2. Москва, 12-16 октября 1998 г. -М.: ИРЦ Газпром, 1999, с.47-51.

21 .Писаревский В.М.,Поляков В.А. К оценке величины продольных напряжений в трубо проводе, вызванных движением потока по криволинейной траектории //Труды Второй Международной конференции "ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА и CONDITION MONITORING". Т.4. "Эксплуатация и ремонтное обслуживание магистральных трубопроводов". Часть 2. Москва, 12-16 октября 1998 г. -М.: ИРЦ Газпром, 1999, с.62-67.

22.Писаревский В.М.,Поляков В.А.,Борщевский А.В. Диагностика технического состояния переходов газопроводов //Труды Второй Международной конференции "ЭНЕРГОДИАГНОСТЖА и CONDITION MONITORING". Т.4. "Эксплуатация и ремонтное обслуживание магистральных трубопроводов". Часть 2. Москва, 12-16 октября 1998 г. -М.: ИРЦ Газпром, 1999, с.51-58.

23.Поляков В.А. К оценке напряжений изгиба, вызванных изменением положения трубопровода в траншее //Труды Второй Международной конференции "ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА и CONDITION MONITORING". Т.4. "Эксплуатация и ремонтное обслуживание магистральных трубопроводов". Часть 2. Москва, 12-16 октября 1998 г. -М.: ИРЦ Газпром, 1999, с.59-62.

24.Поляков В.А. О расширении набора нормативных нагрузок, действующих на трубопровод //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 4, 1999. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 1999 г. - с. 54-57.

25.Поляков В.А.,Борщевский А.В.,Райнов Б.М.,Яковлев А.Я. К оценке влияния параметров вибрации на напряженно-деформированное состояние перехода газопровода //Труды Второй Международной конференции

"ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА и CONDITION MONITORING". Т.4. "Эксплуатация и ремонтное обслуживание магистральных трубопроводов". Часть 2. Москва, 12-16 октября 1998 г. -М.: ИРЦГазпром, 1999, с.51-58.

26.Бутусов Д.С.,Писаревский В.М.,Поляков В.А. Методы снижения аварийной вибрации трубопроводов технологической обвязки ГТК-25И //Труды Юбилейной Международной Деловой Встречи "ДИАГНОСТИКА-2000". Т.1. "Надежность работы КС, ГРС, оборудования промыслов. Диагностика энергомеханического оборудования". Кипр, апрель 2000 г. -М.: ИРЦ Газпром, 2000, с.239-251.

27.Писаревский В.М.,Поляков В.А., Прохоров А.Д. Основы технической диагностики. 4.II. Основы вибрационной диагностики роторных машин. -М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2000 г. -142 с.

28.Поляков В.А. Уравнение движения трубопроводной системы с транспортируемым потоком //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 2, 2000. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2000 г. - с.67-73.

29.Поляков В.А. Параметрический резонанс в транспортирующих нефть и газ трубопрповодных системах //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 3, 2000. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2000 г. - с.44-50.

30.Поляков В.А. О влиянии распределения давления потока по длине на амплитуду собственных колебаний трубопровода //"Транспорт и хранение нефтепродуктов", N 4, 2000, с.25-27..

31.Поляков В.А. Вынужденная деформация технологических трубопроводов, вызванная воздействием транспортируемого потока //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 1, 2001. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2001 г. - с.86-92.

32.Поляков В.А. Критерии динамической устойчивости технологических трубопроводов //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы:

проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 2, 2001. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2001 г. - с.93-99.

33.Поляков В.А. Специфика проявления общих законов движения в процессах деформации технологических трубопроводов //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 3, 2001. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2001 г. - с.87-92.

34.Поляков В.А. О тенденции изменения процесса деформации технологических трубопроводов //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 4, 2001. - М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2001 г. - с.87-92.

35.Гурьянов В.В.,Поляков В.А. Анализ процесса вибрации технологических трубопроводов ГПЗ //Научные труды АНИПИгаз "Разведка и освоение нефтегазовых месторождений". 2002 г., вып. № 4. - Астрахань, АНИПИгаз, 2002. - с.402-405.

36.Гурьянов В.В.,Поляков В.А. Измерение и расчет частот вибрации технологических трубопроводов ГПЗ //Научные труды АНИПИгаз "Разведка и ( освоение нефтегазовых месторождений". 2002 г., вып. № 4. - Астрахань, АНИПИгаз, 2002. - с.406-409.

Типография ордена «Знак почета» издательства МГУ 119899, Москва, Воробьевы горы Заказ № 1159 Тираж 100 экз.

\

V

I Í

9232

Содержание диссертации, доктора технических наук, Поляков, Вадим Алексеевич

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАБОТЫ.

1.1. Выбор для исследования процесса, сопровождающего работу трубопроводных систем.

1.2. Уравнения движения трубопроводных систем.

1.3. Оценка методик нормирования процессов деформации трубопроводных систем.

1.4. Цели и задачи работы.

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ФОРМАЛИЗАЦИЯ ЗАДАЧИ.

2.1. Общее уравнение движения трубопроводной системы с транспортируемым потоком.

2.2. Коэффициенты уравнения движения.

2.3. Анализ уравнения движения в статической постановке.

2.4. Анализ уравнения движения в динамической постановке.

2.5. Общие результаты формализации задачи.

ГЛАВА 3. АНАЛИЗ СТАТИЧЕСКОГО ПЕРЕМЕЩЕНИЯ

ТРУБОПРОВОДОВ.

3.1. Перемещение трубопровода, вызванное возникновением и изменением его начального напряженного состояния.

3.2. Перемещение трубопровода, вызванное изменением температуры по его длине.

3.3. Перемещение трубопровода, вызванное распределенной по внешней поверхности трубы нагрузкой.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методологии расчета и оценки процессов деформации технологических трубопроводов в условиях снижения несущей способности"

В современном мире трубопроводные системы являются средством коммуникации, связывающим в единый технологический комплекс технические системы в широком диапазоне их назначения, масштаба, стоимости и, следовательно, значения.

Особое значение имеют трубопроводные системы в общей технологической системе добычи, транспорта, хранения и переработки нефти и газа [26]. За период 1999-^2002 годов доля нефти и природного газа в общемировом объеме требуемой энергии составила 63.72^-63.94%. При росте общемирового объема необходимой энергии за указанный период времени на 6.7% рост объема необходимого количества нефти составил 6.1%, природного газа -8.4% [136]. Нефть и газ останутся доминирующим источником энергии и далее [135]. В России по нефтепроводам (АК "Транснефть") транспортируется 99.5% ежегодного объема добываемой сырой нефти [165], по газопроводам (ОАО "Газпром") - 94% общего объема транспортируемого газа [100]. В США трубопроводы транспортируют 100% природного газа и 60% нефти и ее продуктов, потребляемых их экономикой [153]. Доля нефти и природного газа в мировом объеме потребляемой энергии определяет роль трубопроводных систем не только в рамках конкретного технологического процесса, но и (или прежде всего) в мировой экономике и экономике отдельных государств.

Надежность технологической системы транспорта, хранения и переработки нефти и газа во многом зависит от надежности трубопроводных систем [25] в целом и от их технического состояния, в частности. Принципиальной особенностью, влияющей на состояние современной трубопроводной системы, транспортирующей нефть и газ, является тот факт, что совместно с трубопроводами с относительно небольшим сроком эксплуатации (менее десяти лет) эксплуатируется большой объем трубопроводов, находящихся в эксплуатации десятки лет [18,100,115,118]. Продолжающееся строительство трубопроводных систем [169] ведет к увеличению общей протяженности и разветвленности трубопроводных систем, трубопроводных обвязок перекачивающих станций, резервуарных парков, баз и хранилищ и, следовательно, к увеличению объема работ по техническому обслуживанию трубопроводных систем и росту материальных затрат всех видов. Таким образом, в настоящий момент происходит расширение диапазонов изменения параметров, определяющих техническое состояние и технологию обслуживания трубопроводных систем:

- времени эксплуатации трубопроводных систем;

- объема трубопроводных систем.

В свою очередь, это ведет к увеличению и усложнению комплекса проблем, решение которых необходимо для обеспечения надежной эксплуатации трубопроводов.

Трубопроводные системы представляют собой сложный комплекс разных по конструкции и назначению, но связанных выполнением единого технологического процесса механических систем (непосредственно трубопровода, транспортируемого потока, нагнетательных машин, запорной и регулирующей аппаратуры, технологических аппаратов и т.д.). Уровень и характер взаимодействия этих систем устанавливается нормированием надежности [25] в виде системы нормативных документов (например, [107-109]). Поэтому для дальнейшего повышения надежности эксплуатации трубопроводных систем необходимо совершенствование нормативной базы, используемой в процессах проектирования и эксплуатации.

Нормативные документы, обеспечивающие нормативную надежность трубопроводных систем являются практической реализацией существующей на настоящий момент концепции проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводных систем. Формально эта концепция представлена номенклатурой нормируемых показателей надежности [25] и допустимым диапазоном их изменения. Следовательно, повышение (и понижение) уровня надежности должно основываться на изменении номенклатуры нормируемых показателей надежности и диапазона их изменения.

Опыт эксплуатации трубопроводов свидетельствует о том, что нормативная система и, следовательно, существующая концепция проектирования и эксплуатации трубопроводных систем нуждаются в дальнейшем развитии -в совершенствовании их соответствия реальному механическому взаимодействию составляющих трубопроводную систему механических систем [36,100,101,115,118]. Такие факторы, как:

- роль газо- и нефтепроводов в американской экономике;

- общее число инцидентов на газо- и нефтепроводах за последние 15 лет, включая несчастные случаи и повреждения;

- объем связанных с инцидентами на газо- и нефтепроводах материальных потерь, потребовали от США рассмотреть вопрос о необходимости совершенствования системы нормативных документов по проектированию и эксплуатации трубопроводных систем, транспортирующих нефть, газ и продукты их переработки, на самом высоком административном уровне страны [152,153]. Аварии, аварийные ситуации и связанные с ними материальные потери наблюдаются и в системы магистральных трубопроводов (МТ) России, причем во всех ее элементах: на линейной части (ЛЧ), обвязках нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов (МН) и компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов (МГ), конечных пунктах (терминалах, нефте- и газоперерабатывающих предприятиях) [35,36,100,101,115,116,118, 120].

Нормативные системы проектирования и эксплуатации трубопроводных систем США и России не имеют принципиальных различий в области методик расчета основных количественных характеристик трубопроводов. В основном различие наблюдается в численных значениях параметров [40,134,146,147]. Поэтому совершенствование нормативной системы проектирования и эксплуатации транспортирующих углеводородное сырье трубопроводных систем является общемировой и общетехнической проблемой.

Как отмечено выше, трубопроводные системы являются средством коммуникации. Этот факт определяет:

- широкий спектр их назначений в технике и экономике;

- широкий спектр технологических режимов трубопроводного транспорта (прежде всего, совокупности численных значений давления, плотности, скорости и температуры транспортируемого потока);

- принципиальное разнообразие конструкций (сортамент труб, пространственная геометрия, условия закреплений и соединений, расположение и конструкция технологического оборудования и т.д.);

- широкий спектр условий эксплуатации (воздействий на внешнюю поверхность трубы, изменение условий закрепления и т.д.).

Поэтому в основе количественной оценки технического состояния лежит большой набор параметров с широкими диапазонами изменения и, следовательно, взаимосвязанная с ним система критериальных условий. Поэтому, совершенствование норм - это совершенствование оценки процессов, обеспечивающих и сопровождающих трубопроводный транспорт. Количественно такое совершенствование состоит в расширении набора учитываемых параметров и диапазонов их изменения (например, в учете дополнительных силовых факторов и реальных условий эксплуатации).

Работа трубопроводных систем характеризуется большим числом параметров с широким диапазоном и часто случайным характером их изменения. Принципиальным параметром, влияющим на надежность работы трубопроводных систем, является срок эксплуатации. В частности, влияние срока эксплуатации связано с [17,35,56,115,118,141,145]:

- образованием в материале стенки трубы различного рода и происхождения дефектов (геометрических дефектов, задиров, трещин, расслоений и т.д.);

- развитием в стенке трубы первоначальных и вновь зародившихся дефектов;

- изменением (в сторону ухудшения качеств) защитного покрытия трубы;

- изменением механического взаимодействия трубопроводной системы с внешними факторами (условий закрепления, распределенным по внешней поверхности трубы воздействием и т.д.).

Таким образом, при оценке технического состояния трубопроводных систем необходимо учитывать, что:

- количественно работу трубопроводов характеризуют большое число параметров и широкие диапазоны их изменения;

- число параметров и диапазоны их изменения не являются постоянными во времени. В общем случае со временем происходит изменение числа параметров, диапазонов их изменения, а также степени влияния этих параметров на техническое состояние;

- в настоящее время при проектировании и эксплуатации трубопроводных систем используется нормативная система, сформулированная ранее по времени и, следовательно, для более ограниченных набора параметров и диапазонов их изменения.

Указанные особенности имеют принципиально разное проявление. Так, в частности, принципиальным результатом использования ограниченного набора параметров (и, следовательно, общих формул) является отсутствие возможности учета специфики отдельных трубопроводных систем на стадии проектирования и эксплуатации. Это приводит к появлению различных оценок процессов, характеризующих техническое состояние трубопроводной системы. В результате существуют различные методики обработки статистической информации о причинах аварийных ситуаций на МТ [35,112,115,118,120,137,151,155,156]. Различие выводов, сделанных на основании этой обработки затрудняет совершенствование методик расчета и оценки технического состояния трубопроводных систем. Поэтому задача идентификации и классификации причин разрушения труб и возникновения аварийных ситуаций является важнейшей задачей контроля состояния трубопроводов и анализа их работоспособности [115]. Общие формулы, основанные на ограниченном наборе параметров не позволяют однозначно интерпретировать статистику аварийных ситуаций, не позволяют оценить специфические особенности эксплуатации трубопроводных систем, некоторые важные причины их разрушения. Между тем, именно не учтенные при проектировании и эксплуатации факторы и являются причиной аварии трубопроводной системы.

Естественным следствием такой ситуации является появление работ, направленных на устранение этой неоднозначности. Первый принципиальный подход к решению задачи связан с совершенствование системы технического обслуживания трубопроводных систем в рамках существующей нормативной системы, например, [123,170]. Другой подход состоит в формировании отличных от нормативных наборов параметров и их критериальных выражений и, следовательно, принципиально отличной от нормативной, но параллельной ей, системы технического обслуживания, например, [98,151].

Поэтому задача совершенствования существующей нормативной системы состоит, прежде всего, в:

- определении набора параметров, количественно характеризующих условия работы трубопроводных систем, не учитываемых в существующих нормах;

- в корректном выборе из этого набора параметров, предназначенных для исследования и определяющих условия работы трубопроводной системы с учетом срока ее эксплуатации.

Из всего набора процессов, сопровождающих работу трубопроводной системы, рассмотрим механическое взаимодействие трубопроводной системы и транспортируемого потока. Это взаимодействие:

- является основой идеи трубопроводного транспорта жидкости и газа и определяет исходные значения его параметров [5];

- определяет целесообразность и экономическую эффективность применения трубопроводного транспорта [5,48,57,67];

- происходит во всех системах независимо от их назначения и условий эксплуатации [107-109];

- является до сих пор недостаточно изученным [36,102,115].

Таким образом, для дальнейшего повышения надежности и эффективности эксплуатации трубопроводных систем необходимо:

- расширения набора нормативных параметров и диапазонов их изменения (характеризующих условия работы);

- определение трубопроводных систем, для которых необходимо совершенствовать существующие методики расчета и оценки;

- разработка по результатам исследования новой нормативно-методической базы.

Используемые в работе термины и определения, обозначения и единицы измерения соответствуют [10,22-27,107-109].

Основные положения работы опубликованы в [12,13,15,30,31,42-^-44,53, 75-^79,81-^96,124,160,162,163] и представлены на конференциях:

1. VI Всесоюзная научно-техническая конференция Минхиммаша СССР. Зеленогорск, 17-21 октября 1988 г.

2. Международная конференция "Разработка газоконденсатных месторождений". Краснодар, 29 мая - 2 июня 1990 г.

3. II Всесоюзная научно-техническая конференция "Гидроупругость и долговечность конструкций энергетического оборудования". Каунас, 26-29 июня 1990 г.

4. Республиканская научно-техническая конференция "Диагностика трубопроводов". Кременчуг, Полтавской обл., 2-4 апреля 1991 г

5. Научно-техническая конференция "Автоматизация управления объектами газовой промышленности". Калининград, 16-18 апреля 1991 г.

6. Всесоюзная конференция "Проблемы развития нефтегазового комплекса страны". 4-6 июня 1991 г., пос. Красный Курган Ставропольского края.

7. 2-ая Международная конференция "Контроль качества трубопроводов". Москва, 14-17 октября 1991 г.

8. Научно-техническая конференция "Обеспечение экологической и безопасной эксплуатации газотранспортной системы Украины". Черкассы, 13-15 мая 1992 г.

9. Девятая международная научно-техническая конференция по ком-прессоростроению. Казань, 26-28 мая 1993 г.

10.Научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". Москва, 11-13 октября 1994 г.

11.Первая международная конференция "Энергодиагностика. Проблемы теории и практики". Москва, 4-8 сентября 1995 г.

12.14 Российская конференция "Неразрушающий контроль и диагностика". Москва, 23-26 июня 1996 г.

13.2-я научно-техническая конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". Москва 22-24 января 1997 г. Секция 3 "Проблемы повышения надежности эксплуатации промышленных объектов транспорта и хранения нефти и газа".

М.Вторая Международная конференция "ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА и CONDITION MONITORING". Москва, 12-16 октября 1998 г.

15.XIX Международный тематический семинар "Диагностика оборудования и трубопроводов КС". Калининград, 6-11 сентября 1999 г.

16.Юбилейная Международная Деловая встреча "ДИАГНОСТИКА -2000". Кипр, апрель 2000.

17.IV Международная научно-техническая конференция "Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсо-держащих сред". Оренбург, 18-22 ноября 2002 года.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Поляков, Вадим Алексеевич

ОСНОВНЫЕ ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

Проведенные исследования и разработки представляют собой логически завершенную методологию решения проблемы расчета, оценки и управления процессом деформации технологических трубопроводов и являются основанием для практической реализации мероприятий по техническому обслуживанию - по оценке и управлению техническим состоянием - технологических трубопроводов, обеспечивающим надежность и безопасность эксплуатации трубопроводов:

1 .Разработана методика расчета компонент тензора статических и динамических напряжений технологических трубопроводов, учитывающая влияние транспортируемого потока.

2.Установлены диапазоны изменения переменных, в которых для расчета деформации технологических трубопроводов необходимо использовать обобщенную математическую модель.

3.Показано, что учет дополнительной осевой нагрузки и динамических деформаций приводит к тому, что величина продольной составляющей тензора напряжений технологических трубопроводов достигает 108.6% от кольцевой составляющей (без учета статического изгиба).

4.В пространстве параметров нагружения технологических трубопроводов выделены области, в которых возможна как оценка, так и управление процессом деформации. Размеры областей, в которых возможно управление процессом деформаций экспериментально подтверждены.

5.Разработана методика выявления основных причин роста динамических напряжений в технологических трубопроводах, основанная на совместном анализе результатов измерений и расчета.

6.Разработанные методы использованы для оценки опасности и разработки мероприятий по снижению напряжений в технологических трубопроводах на ряде насосных и компрессорных станций и цехов газоперерабатывающих заводов.

290

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Поляков, Вадим Алексеевич, Москва

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

2. Бате К.,Вилсон Е. Численные методы анализа и метод конечных элементов. -М.: Стройиздат, 1982. -448 с.

3. Бать М.И.,Джанелидзе Г.Ю.,Кельзон А.С. Теоретическая механика в примерах и задачах. Т.2. -М.: Наука, 1991. 640 с.

4. Белоусов В.Д.,Блейхер Э.М.,Немудров А.Г.ДОфин В.А.,Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. -М.: Недра, 1978. 407 с.

5. Бердичевский В.Л. Вариационно-асимптотический метод построения теории оболочек и стержней. Автореферат дис.докт.ф.-м.наук. -М., 1981. -45 с.

6. Березкин Е.Н. Лекции по теоретической механике. 4.II. -М.: Изд-во Моск. ун-та, 1968. 314 с.

7. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. -М.: Недра, 1973. 304 с.

8. Бородавкин П.П.,Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1984. 245 с.

9. Ю.Бурдун Г.Д. Справочник по Международной системе единиц. -М.: Издательство стандартов, 1977. 232 с.

10. Бутусов Д.С. Исследование пульсации потока в технологических трубопроводах компрессроных станций магистральных газопроводов. Автореферат дис.канд.техн.наук. -М., 2000. -21 с.

11. Н.Василенко С.С. Исследование работы центробежных насосов магистральных нефтепроводов в режимах малых подач. Автореферат дис.канд. техн.наук. -М., 2000. 18 с.

12. Владиславлев А.С.,Козобков А. А.,Малышев В.А.,Мессерман А.С.,Писаревский В.М. Трубопроводы поршневых компрессорных машин. -М.: "Машиностроение", 1972. 288 с.

13. Герштейн М.С. Динамика магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1992.-283 с.

14. Голицына М.Г. Задачи трубопроводного транспорта с переменными граничными условиями. Автореферат дис.канд. техн.наук. -М., 2000. - 24 с.

15. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.

16. ГОСТ 24346-80. Вибрация. Термины и определения.

17. ГОСТ 24347-80. Вибрация. Обозначения и единицы измерения.

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

19. ГОСТ 27.004-85. Надежность в технике. Системы технологические. Термины и определения.

20. ГОСТ 27.203-83. Надежность в технике. Технологические системы. Общие требования к методам оценки надежности.

21. Гузь А.Н. Основы трехмерной теории устойчивости деформируемых систем. -К.: Вища шк., 1986. 511 с.

22. Гурьянов В.В. Оценка влияния вибрационных и коррозионных процессов на несущую способность технологических трубопроводов. Автореферат дис.канд.техн.наук. -М., 2003. -23 с.

23. Гурьянов В.В.,Поляков В.А. Анализ процесса вибрации технологических трубопроводов ГПЗ //Научные труды АНИПИгаз "Разведка и освоение нефтегазовых месторождений". 2002 г., вып. № 4. Астрахань, АНИПИгаз, 2002.-с.402-405.

24. Гурьянов В.В.,Поляков В.А. Измерение и расчет частот вибрации технологических трубопроводов ГПЗ //Научные труды АНИПИгаз "Разведка и освоение нефтегазовых месторождений". 2002 г., вып. № 4. Астрахань, АНИПИгаз, 2002. - с.406-409.

25. Демидов С.П. Теория упругости. -М.: Высш. школа, 1979. 432 с.

26. Добрынин С.А.,Фельдман М.С.,Фирсов Г.И. Методы автоматизированного исследования вибрации машин. -М.: Машиностроение, 1987. -224 с.

27. Иванцов О.М.,Харионовский В.В.,Черний В.П. Сопоставление методик расчета магистральных трубопроводов по нормам России, США, Канады и европейский стран. -М.: ИРЦ Газпром, 1996. 51 с.

28. Иванцова С.Г. Методология расчетов технологических параметров выборочного ремонта нефтепроводов без остановки перекачки продукта. Автореферат дис.докт.техн.наук. М., 2000. - 36 с.

29. Иванцова С.Г.,Поляков В. А. Об оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода при капитальном ремонте с учетом действия продольных сил. М.: ИРЦ Газпром. НТС "Транспорт и подземное хранение газа", N 3, 1998. - с. 10-18.

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

31. Ильюшин А.А. Механика сплошной среды. -М.: Изд-во Моск. ун-та, 1978.-287 с.

32. Ингульцов С.В. Собственные и вынужденные колебания разветвленных трубопроводных систем энергетических установок. Автореферат дис.канд. наук. Харьков, 1981. - 21 с.

33. Инструкция по проведению диагностического обследования (паспортизации) надземных технологических трубопроводов обвязок нагнетателей ГПА. -М.: ОАО "Газпром", 2000 г. 57 с.

34. Ишмухаметов И.Т.,Исаев С.Л.,Лурье М.В.,Макаров С.П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. -М.: Нефть и газ, 1999. 300 с.

35. Казаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. -М.: Нефть и газ, 1999. 463 с.

36. Камке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям. -М.: Наука, 1976. 576 с.

37. Клюшников В.Д. Лекции по устойчивости деформируемых систем. -М.: Изд-во МГУ, 1986. 224 с.

38. Козобков А.А., Писаревский В.М., Поляков В.А. Нормирование вибрации труб большого диаметра //Доклады Международной конференции

39. Разработка газоконденсатных месторождений, Секция 5 "Промысловая обработка и внутрипромысловый транспорт, коррозия". Краснодар, 29 мая 2 июня 1990 г. - М.: 1990, с.139-142.

40. Колтунов М.А.,Васильев Ю.Н.,Черных В.А. Упругость и прочность цилиндрических тел. -М.: Высш. школа, 1975. -526 с.

41. Конради В.В.,Опалка С.,Поляков В.А.,Челинцев С.Н. Совершенствование метода теплогидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих высокозастывающую нефть //"Трубопроводный транспорт нефти", N5 (май) 1995, с. 18-19.

42. Марон В.И. Гидрогазодинамика потока в трубе. -М.: "Нефть и газ", 1999. 171 с.

43. Махутов Н.А.,Каплунов С.М.,Прусс Л.В. Вибрация и долговечность судового энергетического оборудования. -Л.Судостроение, 1985. -300 с.

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

45. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. -М.: ВНИИГАЗ, 1992. 53 с.

46. Методика расчета многопролетных трубопроводов. -М.: ВНИИГАЗ, 1988.- 37 с.

47. Методика расчета технологических трубопроводов компрессорных станций. -М.: ВНИИГАЗ, 1987. 94 с.

48. Методические рекомендации по оценке работоспособности трубопроводов с дефектами овализации. -М.: ВНИИГАЗ, 1996. 34 с.

49. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. -М.: ИРЦ Газпром, 1997. 126 с.

50. Милославский А.И.,Станиславский Ю.Л. Об устойчивости прямолинейного консольного трубопровода //Механика твердого тела. 1988. - №5. -с. 160-167.

51. Мисюра В.А. Эффект потери точности классической теории оболочек. Автореферат дис.канд.ф.-м.наук. -М., 1983. - 11 с.

52. Никишкин В.И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. -М.: Нефть и газ, 1998. 352 с.

53. Нормы вибрации трубопроводов технологического газа КС с поршневыми газоперекачивающими агрегатами. -М.: ВНИИГАЗ, 1993.

54. Нормы вибрации трубопроводов технологического газа компрессорных станций с центробежными нагнетателями. -М.: Мингазпром, 1985.

55. Нормы вибрации трубопроводов технологического газа КС с центробежными нагнетателями. -М.: ВНИИГАЗ, 1994.

56. Нормы пульсации давления технологического газа в трубопроводах компрессорных станций с полнонапорными центробежными нагнетателями. -М.: ВНИИГАЗ, 1993.

57. Овчинников В.Ф. Математическое моделирование динамики пространственных трубопроводных систем. Автореферат дис.докт.техн.наук. -Нижний Новгород, 2002. 36 с.

58. Партон В.3.,Морозов Е.М. Механика упругопластического разрушения. -М.: Наука, 1981.- 688 с.

59. Петушков В.А. О динамике и прочности трубопроводных систем при сейсмических воздействиях //Проблемы прочности. 1986. - №10. - с.94-102.

60. Писаревский В.М.,Поляков В.А. О выявлении источника параметрического резонанса в трубопроводных системах центробежных насосов //"Транспорт и хранение нефтепродуктов", N 4-5, 1997, с.33-34.

61. Писаревский В.М.,Поляков В.А., Прохоров А.Д. Основы технической диагностики. 4.II. Основы вибрационной диагностики роторных машин. -М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2000 г. 142 с.

62. Писаревский В.М.,Поляков В.А.,Прохоров А.Д.,Сощенко А.Е., Черняев В.Д.,Челинцев С.Н. Трубопроводный транспорт нефтей с аномальными свойствами. -М.: Нефть и газ, 1997. 56 с.

63. Писаревский В.М.,Поляков В.А.,Прохоров А.Д.,Черняев В.Д., Че-линцев С.Н. Основы технической диагностики: Методические указания к практическим занятиям по курсу. Часть I. -М.: ГАНГ, 1996 90 с.

64. Поляков В.А. К вопросу снижения уровня вибрации при параметрическом резонансе в трубопроводных системах центробежных насосов //"Транспорт и хранение нефтепродуктов", №4-5, 1997, с.35-36.

65. Поляков В.А. Критерии динамической устойчивости технологических трубопроводов //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 2, 2001. М.: РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2001 г. - с.93-99.

66. Поляков В.А. О влиянии распределения давления потока по длине на амплитуду собственных колебаний трубопровода //"Транспорт и хранение нефтепродуктов", N 4, 2000, с.25-27.

67. Поляков В.А. О деформации технологических трубопроводов, связанной с влиянием транспортируемого потока //"Известия высших учебных заведений. Нефть и газ". в печати.

68. Поляков В.А. О применимости балочной теории для расчета на вибрацию трубопроводов большого диаметра //Трубопроводный транспорт газа. -М.: МИНГ, 1987, с. 116-119.

69. Поляков В.А. О расчете вибрации трубопроводов большого диаметра //ЭИ ВНИИЭгазпрома, сер.: Транспорт и подземное хранение газа, 1986, вып.5, с.4-6.

70. Поляков В.А. О расширении набора нормативных нагрузок, действующих на трубопровод //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 4, 1999. М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 1999 г. - с.54-57.

71. Поляков В.А. Разработка методики нормирования вибрации трубопроводов больших диаметров с целью повышения их надежности. Автореферат дис.канд.техн.наук. -М., 1989, - 19 с.

72. Поляков В.А. Уравнение движения трубопроводной системы с транспортируемым потоком //НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт", № 2, 2000. М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2000 г. - с.67-73.

73. Постнов В.А.,Хархурим И.Я. Метод конечных элементов в расчетах судовых конструкций. -Д.: Судостроение, 1974. -367 с.

74. Резвых А.И. Разработка методов оценки дефектов трубопроводов по результатам внутритрубной инспекции. Автореферат дис.канд.техн.наук. -М., 2000. -26 с.

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

76. Самарский А.А. Теория разностных схем. -М.: Наука, 1983. 616 с.

77. Сегерлинд J1. Применение метода конечных элементов. -М.: Мир, 1979. -392 с.

78. Седов Л.И. Механика сплошной среды. T.I. -М.: Наука, 1976. 536 с.

79. Скляров В.А. Язык С++ и объектно-ориентированное программирование. -Мн.: Высш. шк., 1997. 478 с.

80. Строительные нормы и правила (СНиП) 2.05.06-85. Магистральныетрубопроводы /Госстрой СССР. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. 52 с.

81. Строительные нормы и правила (СНиП) 2.05.06-85 . Магистральные трубопроводы /Минстрой России. -М.: ГУП ЦПП, 1997. 60 с.

82. Строительные нормы и правила: СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы /Госстрой России. -М., 2001. -30 с.

83. Ю.Тимошенко С.П.,Гудьер Дж. Теория упругости. -М.: Наука, 1979. -560 с.

84. Толоконников JI.A. Механика деформируемого твердого тела. -М.: Высш. школа, 1979. -318 с.

85. П.Федорович Е.Д.,Фокин Б.С.,Аксельрод А.Ф.,Гольдберг Е.Н. Вибрации элементов оборудования ЯЭУ. -М.: Энергоиздат, 1989. 168 с.

86. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. -М.: Наука, 1986. -512с.

87. Харионовский В.В. Надежность и ресурс газопроводов. -М.: ОАО "Издательство "Недра", 2000. 467 с.

88. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. -J1: Недра, 1990. 180 с.

89. Хачатурян С.А. Волновые процессы в компрессорных установках. -М.: Машиностроение, 1983. 223 с.

90. Черняев В.Д.,Черняев К.В.,Березин В.Л.,Стеклов О.И.,Васильев Г.Г. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов. -М.: ОАО "Издательство "Недра", 1997. 517 с.

91. Чугаев P.P. Гидравлика. -Л.: Энергоиздат, 1982. 672 с.

92. Шибнев А.В.,Козобков А.А.,Писаревский В.М.,Поляков В.А., Прохоров А.Д.,Черникин А.В. Прогнозирование надежности магистральных газопроводов при эксплуатации. -М.: ГАНГ, 1997. 91 с.

93. Шибнев А.В. Работоспособность трубопроводов. -М.: Недра, 2000. -189 с.

94. Яковлев А.Я. Разработка методов обеспечения устойчивости участков газопроводов, пересекающих малые водные преграды. Автореферат дис. канд.техн.наук. -М., 2001. 23 с.

95. Яковлев Е.И.,Куликов В.Д.,Шибнев А.В.,Поляков В.А.ДСовалевич Н.С.,Шарабудинов Ю.К. Моделирование задач эксплуатации систем трубопроводного транспорта. -М.: ВНИИОЭНГ, 1992 г. -с.358.

96. Якубович В.А. Вибрационная диагностика технологического оборудования и трубопроводов компрессорных станций. Ч. 1. "Вибрация трубопроводов центробежных нагнетателей в области низких частот". -М.: ДАО "Оргэнергогаз" ИТЦ "Оргтехдиагностика", 1999.

97. Якубович В.А.,Старжинский В.А. Параметрический резонанс в линейных системах. -М.: Наука, 1987. 328 с.

98. Aihara Т. Gas line along Osaka Bag uses shield tunnel under seabed //OGJ, Jan. 15, 2001, p.52-55.

99. American National Standard. ANSI B31.1. Power Piping Code, 1986.

100. American National Standard. ASME/ANSI B31.4-92. Liduid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia and Alcohols.

101. American National Standard. ASME/ANSI B31.8-92. Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

102. American National Standard. ASME B31G. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines: A Supplement to B31, Code for Pressure Piping.

103. Ashworth B.,Uzelac N. Line tests confirm ILI tool for SCC //OGJ, Apr. 30, 2001, p.64-66, 68, 70,71.

104. Aynbinder A. New method addresses W.T. in offshore pipeline design //OGJ, June 22, 1998, pp.72-77,79.

105. Aynbinder A.,Tabakman Y.,Powers J.T.,Dalton P. FSU pipeline design code compared to U.S. codes //OGJ, Mar.7, 1994, p.67-71.

106. Bauquis P.R. Reappraisal of energy supply-demand in 2050 shows big role fossil fuels. Nuclear but not for nonnuclear renewables //OGJ, Feb. 17, 2003, p.20-22, 24-29.

107. Beck R.J. Resurgent oil demand, OPEC cohesion Set Stage for optimistic outlook for oil industry at the turn of the century //OGJ, Oct. 18, 1999, p.49-52, 5456,58,60-62.

108. Bolt R. Database reflects recent trends in European gas pipeline failures //OGJ, Jan. 1, 2001, p.48-49,52-54.

109. British Standard. BS 8010. Code of Practice for Pipelines, 1993.

110. British Standard. CP 2010: Part 2: Pipelines. Design and Construction of Steel Pipelines in Land.

111. HO.Brongers M.P.,Maier C.J.,Jaske C.E.,Vieth P.H.,Wright M.D.,Smyth R.J. Tast, field use support compression sleeve //OGJ, June 11, 2001, p.60-66.

112. Hl.Cabrini M.,Pistone V.,Sinigaglia E.,Tarenzi M. Unique HSC scenario leads to gas line failure //OGJ, Mar.6, 2000, p.61-65.

113. Canadian Standard. CAN/CSA-Z183. Oil Pipe Transportation Systems.

114. Canadian Standard. CAN/CSA-Z184. Gas Pipeline Systems. Pipeline Systems and Materials.

115. Carroll L.B.,Madi M.S. ILI tool detects cracks, SCC in Canadian //OGJ, May 7, 2001, p.54-56.

116. Cetiner M.,Singh P.,Abes J.,Gilroy-Scott A. Stockpiled FBE-coated line pipe can be subject to UV degradation //OGJ, Apr. 16, 2001, p.58-61.

117. Dalton P.,Bevil D.,Powers J.T.,Aynbinder A. Knowing design codes essential for making, specifying FSU pipe //OGJ, July 11, 1994, p.52-58.

118. Dalton P.,Sobolevsky A.,Powers J.T.,Aynbinder A.,Tabakman Y. FSU, U.S. design codes differ on key points of pressure testing //OGJ, Dec.5, 1994, p.52-55.

119. Det Norske Veritas: DnV Rules for Submarine Pipeline Systems, 1996.

120. Deutsche Normen. DIN 2413. Stahlrohre. Berechnung der Wanddicke gegen Innendruck.

121. Deutsche Normen. DIN 2470. Teil 2. Gasleitungen aus Stahlrohren mit zul. Betriebsdrucken von mehr als bar. Anforderungen an die Rohleitungsteile.

122. Dey P.K.,Gupta S.S. Risk-based model aids selection of pipeline inspection, maintenance strategies //OGJ, July 9, 2001, p.54-60.

123. Fletcher S. Pipeline safety rules may stretch industry's expertise //OGJ, Feb. 12, 2001, p.58-61.

124. Fletcher S. US Senate ready to act on pipeline safety as public attention //OGJ, Feb.5, 2001, p.-58-60.

125. Friedmann Y. "Sea-bottom forces crucial in pipeline crossings design" //OGJ, June 27, 1988 (Vol.86, No.26), pp.47-50,52-53.

126. Garber J.D.,Alvarado A.,Winters R.H. Study tracks internal-corrosion trends in aging gulf pipeline //OGJ, Mar.27, 2000,p.68-73.

127. Hovey D.J.,Farmer E.J. DOT stats indicate need to refocus pipeline accident prevention //OGJ, Mar. 15, 1999, p.52-53.

128. Kaye D.,Ingram J.,Galbraith D.,Davis R. Freespan analysis, correction method saves time on North Sea project //OGJ, Feb.21, 1994, pp.45-50.

129. Kiefner J.F.,Maxey W.A. Model helps prevent failures from pressure-induced fatigue //OGJ, Aug. 7, 2000, p.54-58.

130. Panesar J.S.,Grewal S.S. Vibration in hydrogen quench line piping analyzed //OGJ, Nov.27, 1989, pp.76-79.

131. Pisarevskiy V.M.,Polyakov V.A. Normalization of pipe-line system vibration //2nd Int. Conf., «Pipeline Insp.», Moscow, Oct. 14-18, 1991. Moscow, 1991. - c.154-158.

132. Polyakov V.A.,Yarmoluk V.V. Diagnostics dynamic state of pipe-line systems for compressor plants //2nd Int. Conf. «Pipeline Insp.», Moscow, Oct. 14-18, 1991. -Moscow,1991. c. 255-259.

133. Rasenfeld M.J.,Maxey W. U.S., Canadian design codes for work on cased crossings //OGJ, Oct.24, 1994, p.87-91.

134. Samoilov B.,Truskov P. Transneft holds onto key transportation role, tries to ensure reliability //OGJ, Nov.8, 1999, p.41-44,46.

135. Stephens D.R.,McConnell D.P. Offshore pipeline design codes compared for loads, stress limits//OGJ, July 15, 1985, p.128-132.

136. Stephens D.R.,McConnell D.P. Pipeline design codes compared graphically //OGJ, July 29, 1985, p. 139-144.

137. To C.W.S.,Kaladi V. Vibration of piping systems containing a moving medium. "Trans. AS ME: J. pressure vesseltechnol", 1985, 107, №4. p.344-349.

138. True W.R. Major gas fuel surge in long-term plans //OGJ, Feb.5, 2001, p.61-68.

139. Yasinko E.A.,Vieth P.H.,Dick D.D.,Pierantoni T.D.,Nidd P.G. Platte inspection program supports alternative to hydrostatic tasting //OGJ, Mar.26, 2001, p.54-59.