Совершенствование методов оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования

Завьялов, Алексей Петрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование методов оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования"

На правах рукописи

ЗАВЬЯЛОВ АЛЕКСЕЙ ПЕТРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

Специальность 25.00.19 — Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва — 2006

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

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Лукьянов Виктор Алексеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Зарицкий Сергей Петрович кандидат технических наук, доцент Пирожков Виктор Григорьевич

Ведущая организация: ООО «ВНИИГАЗ» г. Москва

Защита состоится «22»^-К^Ърс^ 2006 г. в Т^часов в ауд. ^¿2. на заседании диссертационного совета Д 212.200.06 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина, по адресу: Ленинский проспект, 65, В-296, ГСП-1, г. Москва, 119991

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

Автореферат разослан « 2 ноября 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета . .

Фп-

доктор технических наук, профессор С.Г. Иванцова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Технологические трубопроводы нефтегазовых производств являются неотъемлемой частью технологических установок, к надежности и безопасности эксплуатации которых предъявляются повышенные требования. Это связано с тем, что аварии технологических трубопроводов сопровождаются потерями, обусловленными разрушением оборудования, зданий и сооружений, прекращением производственного процесса на продолжительный срок, значительным экологическим ущербом.

Обеспечение безаварийности эксплуатации технологических трубопроводов основано на проведении технической диагностики и мониторинга технического состояния конструкций

Комплекс работ по оценке технического состояния обычно ограничивается дефектоскопией и поверочным расчетом на внутреннее давление.

Между тем, значительная часть аварий обусловлена воздействием на конструкцию непроектных нагрузок. В связи с этим при определении технического состояния технологических трубопроводов необходимо контролировать изменение напряженно-деформированного состояния (НДС) в процессе эксплуатации.

Однако, определение НДС трубопровода затруднено из-за неполноты информации о граничных условиях (особенностях работы опорных конструкций, особенностях закрепления на присоединительных фланцах технологических аппаратов, в местах переходов «земля-воздух» и т.д.) и характере внешних воздействий, а также из-за отступлений от проекта при строительстве.

В этой связи актуальным становиться совершенствование методики расчета технологических трубопроводов по результатам диагностирования с учетом неопределенности граничных условий и условий нагружения.

Цель исследования

Целью настоящего исследования является совершенствование методов оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования.

Для достижения этой цели были поставлены и решены следующие задачи:

- разработка методики оценки НДС технологических трубопроводов по данным геодезической съемки их пространственного положения, с учетом имеющихся погрешностей;

- разработка рекомендаций по формулированию граничных условий при прочностном расчете технологических трубопроводов с использованием метода конечных элементов (МКЭ) при различных видах нагружения;

- разработка методики оценки технического состояния трубопроводов при одновременном учете непроектного положения трубопровода и наличия локальных дефектов стенки.

Научная новизна

¡.Разработан алгоритм сглаживания данных геодезической съемки, позволяющий исключить случайные ошибки измерений, которые неизбежны при проведении диагностических работ.

2.Разработана аналитическая методика расчета прочности технологических трубопроводов, основанная на статистической обработке результатов геодезической съемки и аппроксимации результатов измерений по обобщенным уравнениям метода начальных параметров.

3.Разработан алгоритм поиска оптимального положения начала координат при статистическом анализе результатов диагностики.

4.На основе экспериментальных и расчетных исследований элементов трубопроводных конструкций при различных видах нагружения разработаны рекомендации по формулированию граничных условий при использовании МКЭ для оценки технического состояния трубопроводных конструкций.

5.Разработаны методические рекомендации по оценке технического состояния технологических трубопроводов при одновременном учете непроектного положения и локальных дефектов стенки трубы.

Практическая значимость

Разработанные в диссертации научные положения позволяют повысить достоверность оценки технического состояния технологических трубопроводов и уменьшить объемы ремонтных работ.

Так, по результатам внедрения результатов диссертации при разработке программы ремонта технологических трубопроводов КС «Похвистнево» ООО «Самаратрансгаз» удалось уменьшить длину участков, подлежащих ремонту, с 900 м до 150 м.

Результаты работы также использовались при разработке рекомендаций по повышению надежности эксплуатации технологических трубопроводов КС «Афипская» и КС «Кущевская» ООО «Кубаньгазпром», КС «Богандинская» ООО «Сургутгазпром».

Разработанные результаты положены в основу «Методики оценки и контроля НДС трубопроводных систем в непроектном положении с использованием регулируемых опор», утвержденной начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» Будзуляком Б.В.

На защиту выносятся следующие результаты:

1.Методика расчета прочности технологических трубопроводов, основанная на статистической обработке результатов геодезической съемки, с использованием алгоритма выбора оптимального положения начала координат на расчетном участке.

2.Алгоритм сглаживания данных геодезической съемки.

3.Рекомендации по выбору граничных условий при расчете НДС технологических трубопроводов методом конечных элементов при различных условиях нагружения.

4.Методика оценки технического состояния технологических трубопроводов при одновременном учете их непроектного положения и локальных дефектов стенок.

Апробация работы и публикации

Результаты исследования докладывались на научных конференциях «Нефть и газ - 2001» и «Нефть и газ - 2002» в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2001 и 2002 год), Всероссийских конференциях молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2001 и 2003 год), Пятой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003 год), Международной научно-практической конференции «Инженерное искусство в развитии цивилизации» (Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2004 год), тематических семинарах «Диагностика оборудования и трубопроводов КС» (Светлогорск, 2002, 2003, 2004 год; Геленджик, 2005 год; Туапсе, 2006 год) и совещаниях ОАО «Газпром». Основные положения диссертационной работы нашли отражение в 7 публикациях.

Структура диссертации.

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы и 6 приложений. Работа изложена на 232 страницах машинописного текста, включая 97 страниц иллюстративного материала (81 рисунок, 16 таблиц) и списка использованной литературы из 170 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи, изложены основные положения диссертации, выносимые на защиту.

В первой главе проводится анализ конструктивных и эксплуатационных особенностей технологических трубопроводов нефтегазовых производств, влияющих на их безопасную эксплуатацию.

С целью определения параметров, определяющих изменение технического состояния объектов исследования во времени, проведен анализ отказов, имевших место на технологических трубопроводах компрессорных станций ОАО «Газпром».

Из проведенного анализа следует, что:

- наиболее распространенной причиной отказов (до 50%) является действие непроектных нагрузок, в основном кинематических - из-за подвижек опорной системы и просадок подземных коллекторов;

- на отказы, связанные с локальными дефектами стенки трубы также оказывали влияние непроектные нагрузки.

Показано, что значительная часть аварий обусловлена действием непроектных нагрузок, которые приводят к возникновению дополнительных напряжений в трубопроводах в апреле и в октябре (времени оттаивания и замерзания грунта), связанных с изменением жесткости грунта и подвижками опорных конструкций.

Также в главе проведен анализ системы диагностического обслуживания технологических трубопроводов нефтегазовых производств, рассмотрены факторы, влияющие на ее эффективность. Показано, что анализ НДС является неотъемлемым и основным этапом оценки технического состояния трубопроводов и включает в себя экспериментальную и расчетную оценки уровня действующих напряжений.

На основе анализа методик прямых измерений напряжений и деформаций в конструкциях (метода тензометрии, ультразвукового, электромагнитных, амплитудо-фазочастотного, рентгеновского, метода магнитной памяти металла) и методических рекомендаций по использованию аналитических методов прочностного расчета, рассмотренных в работах А.Б. Айнбиндера, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, С.П. Зарицкого, М.Н. Захарова, Г.И. Макарова, В.А. Полякова, В.Е. Селезнева, A.M. Синюкова, В.М. Стоякова, Г.Н. Тимербулатова, В.В. Харионовского, A.M. Шарыпша, В.Е. Шутова, в которых показано, что основная сложность их использования

заключается в моделировании конструкций сложной конфигурации и учете эксплуатационных нагрузок, рекомендуется для повышения достоверности оценки технического состояния использовать не менее двух различных методов определения НДС.

Отличительной особенностью трубопроводных обвязок является то, что эти системы подвержены воздействию комплексных переменно-постоянных нагрузок, и являются системами с распределенными параметрами. Распределенные параметры характерны не только для механической системы «трубопровод - запорно-регулирующая арматура - аппарат - опоры», но и для источников нагрузок. В связи с этим исключается возможность оценки НДС только экспериментальными средствами, позволяющими получать диагностическую информацию только в дискретных точках системы. Также невозможно достоверно определить НДС трубопровода только расчетными методами из-за неопределенности влияния непроектных нагрузок.

На основе проведенного анализа сформулирован порядок совместного использования расчетных и экспериментальных методов определения НДС при определении технического состояния технологических трубопроводов (рис. 1).

В завершении первой главы сформулированы цель и задачи исследования.

Во второй главе рассматриваются аналитические модели оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам технической диагностики (в основном данным геодезической съемки).

В инженерной практике из-за значительных погрешностей определения пространственного положения элементов трубопроводной обвязки геодезическим методом провести оценку технического состояния конструкции достаточно сложно.

В расчетных методиках используются различные алгоритмы сглаживания исходных данных.

В работе предложен алгоритм сглаживания результатов измерений, включающий два этапа. Согласно этому алгоритму на первом этапе «отсекаются» крупные случайные погрешности измерений (обычно обусловленные «человеческим фактором), а затем, на основе статистических методов, проводится сглаживание данных с более мелкой погрешностью, при этом в качестве показателя близости исходной совокупности и сглаживающей функции используется индекс корреляции.

Рис. 1. Порядок совместного использования расчетных и экспериментальных методов определения НДС при оценке технического состояния технологических трубопроводов.

Для каждой 1-той точки совокупности (х„ >>,), полученной при проведении геодезической съемки по верхней образующей трубопровода с шагом Ь, исчисляется средняя величина:

V -Ум+У.Ч 1

Уср--2--Ю

Напряженное состояние этого участка трубопровода можно оценить величиной угла а (отклонение упругой оси трубопровода под нагрузкой от нулевого (ненагруженного) состояния (рис. 2)). Ввиду малой величины этого

УI У ср

угла его можно оценить как У

а =

(XI.YI)

Зср

h h

Рис. 2. Угол отклонения упругой оси участка трубопровода от нулевого

положения.

Для проведения предварительного сглаживания выбирается максимальное отклонение высоты /-той точки от средней величины на

участке АУ ~ У ~ Уср, величина которого по смыслу соответствует величине критической вертикальной деформации в сечении трубопровода. Сглаживание проводится по алгоритму:

УсР - 4У, если yi < уср - Лу; Угсгп = Уь если уср - Ау < уг- < уср + Лу; (2)

Уср + Лу, если уi > уср + Лу; На втором этапе сглаживания (точное сглаживание) проводится аппроксимация предварительно сглаженной совокупности данных

геодезической съемки типовой сглаживающей функцией, например полиномом четвертой степени.

Близость сглаживающей функции и исходной совокупности данных оценивается величиной индекса корреляции.

В случае недостаточной близости сглаживающей функции и предварительно сглаженной совокупности данных геодезической съемки исследуемый участок трубопровода разбивается на более крупные участки (например, величиной 2Ь каждый), при этом значения точек геодезической съемки на участке заменяются на одно среднее значение.

Полученная укрупненная совокупность данных (ху) вновь аппроксимируется сглаживающей функцией, вычисляется индекс корреляции, и по нему оценивается близость сглаженной совокупности данных геодезической съемки. Процедура укрупнения интервалов повторяется до достижения необходимой точности аппроксимации диагностических данных.

Результаты анализа НДС входного шлейфа ПУ КС «Лысково» с использованием предложенного метода сглаживания представлены в табл. 1.

Таблица 1.

Значения коэффициента корреляции между совокупностью данных геодезической съемки и сглаживающей функцией (полином 4 степени) _различных этапах сглаживания._

Сглаживаемая совокупность данных геодезической съемки Значение коэффициента коррел? укрупненного инте [ции при величине рвала

Исход, совокупи. Предвар. сглажив. 2Ь 411 8Ь

До введения нагрузки 0,875 0,939 0,949 - -

После введения нагрузки 0,722 0,796 0,797 0,901 0,935

Вычисленные перемещения 0,810 0,867 0,918 0,930 0,962

К недостаткам предложенного метода следует отнести накопление погрешности на всех этапах сглаживания и очень высокие требования к качеству геодезической съемки. В связи с этим данный метод нельзя рекомендовать в качестве универсального, однако он может быть

использован для предварительного анализа технического состояния трубопроводной системы в непроектном положении.

В работе разработан более универсальный подход к оценке технического состояния трубопроводных обвязок в непроектном положении. Этот подход основан на использовании статистических методов при определении параметров уравнения упругой линии балки, описывающего продольную ось трубопровода. В соответствии с ним для аппроксимации продольной оси трубопровода используются классические уравнения упругой линии балки, записанные в форме метода начальных параметров: а) при поперечном изгибе

У(х) = >*о + Ро " * + "7Г7 Ш

М0~ + д0~ + д~

(3)

б) при продольно-поперечном изгибе

У(*) = Уо+<Ро , Я

к Е3*кг 1 созС&'л:)^

Ш-к2

к )

(4)

Е7'к2 ^ 2 к2 к2 в) для балки на упругом основании

1 бо

у(х) = у0' ск(Рх) + 5к{рх)

^ хл/ 2.р

соз(Дс) +

<2о

:).СКРх) + {-

' (5)

Ш-2Р' ' ч/~ ' 4 Е7-2Р2

где у о, фо, М0, <2о - соответственно, вертикальное перемещение, угол поворота, величины изгибающего момента и поперечной силы в начальном

сечении, К ~ \~JZJ > ~ величина продольной силы, ЕЗ - жесткость

I кп

трубопровода, Р ~ 1/ ^ ^ ^ , кп - коэффициент

податливости грунта.

На рис. 3 представлено сравнение результатов аппроксимации продольной оси входного шлейфа блока пылеуловителей КС «Лысково» различными способами. Расчеты по уравнениям (3) и (4) дали практически идентичные результаты (достаточно точно совпадающие с результатами, полученными по методу сглаживания), расчет по уравнению (5) трубопровода на упругом основании дал несколько менее точный результат, что может быть связано с неточностью задания коэффициента податливости грунта, значение которого принималось по справочным данным.

Для корректировки расчетной схемы в условиях неопределенности граничных условий рекомендуется проводить поиск оптимального положения точки начала координат на расчетных участках. Это значительно повышает точность расчета.

Согласно разработанному подходу анализ НДС участков технологических трубопроводов может быть проведен по следующему алгоритму:

1. По результатам геодезической съемки участка трубопровода строится эпюра перемещений трубопровода.

2.На основе анализа исполнительной документации с учетом конструктивного исполнения устанавливается начальное положение продольной оси трубопровода.

3.Проводится сравнение результатов измерений и данных о начальном положении трубопровода.

4.В соответствии с особенностями конструктивного исполнения исследуемый трубопровод разбивается на расчетные участки.

5.Для каждого участка проводится корректировка положения точки начала координат по предложенному алгоритму.

6.Проводиться аппроксимация совокупности данных о пространственном положении точек трубопровода. При этом для надземного трубопровода рекомендуется использовать уравнение (3) или (4); для подземного - уравнение (5).

а.оо8

□.006

а.оо4

а.002

V. •

•тт V» - - - - чи " тт

Л- •

.......

[л- *

—*><

^^ -I_I_

• • • Результаты геодезической съемки

XXX Результаты аппроксимации па уравнению чистого изгиба

Результаты аппроксимации по уравнению продольно-поперечного изгиба Результаты аппроксимации по уравнению трубопровода на упругом основании

Результаты аппроксимации по уравнению чистого изгиба с х разбивкой на расчетные участки

_____ Результаты аппроксимации па уравнению продольно-поперечного

изгиба с разбивкой на расчетные участки ^ _ _ Результаты аппроксимации по уравнению трубопровода на упругом основании с разбивкой на расчетные участки

Рис. 3. Результаты аппроксимации упругой линии трубопровода различными способами.

7.Вычисляются величины изгибных напряжений и других внутренних силовых факторов.

Однако, для технологических трубопроводов со сложной геометрией, значительным количеством разнообразных элементов (запорно-регулирующей арматуры, фасонных изделий), прямолинейные участки на которых имеют длину порядка шага геодезической съемки, лучшие результаты получаются при использовании численных методов прочностного расчета.

Третья глава посвящена разработке рекомендаций по формулированию граничных условий при использовании МКЭ для оценки технического состояния технологических трубопроводов.

Для отработки методов моделирования типовых для технологических трубопроводов граничных условий: опор, переходов «земля-воздух», присоединений к ГПА и технологическим аппаратам, были использованы результаты исследований, выполненных в рамках испытаний средств и методов определения НДС на КС «Лысково».

С этой целью проводилось сравнение результатов расчета НДС конструкции, полученных при использовании различных расчетных схем, способов задания граничных условий и условий нагружения, с экспериментальными данными, полученными методом тензометрии.

Объектами исследований были:

- гидравлический стенд Г-образной формы;

- выходная линия обвязьси пылеуловителя;

- входной шлейф пылеуловителей компрессорного цеха.

Гидравлический стенд Г-образной формы, установленный на четырех

опорах, заполнялся водой и нагружался внутренним давлением величиной 2, 4, 6, 8, 10 МПа. На корпус гидростенда были наклеены тензодатчики, фиксировавшие значения напряжений в контрольных точках.

В дальнейшем проводился расчет конструкции методом КЭ при использовании различных вариантов задания граничных условий.

•

2 we

i ом

5500

" С 200 «00 «К» ПО 1000 Ш 1400 №0 1MB 2000 Рнуптпы »ен«ояшвр«ння, №п.си

Рис. 4. Результаты анализа НДС гидростенда при давлении 10 МПа, сходимость результатов расчета с экспериментальными данными.

Оптимальной была признана схема, при которой одна из четырех опор

расчетной модели фиксировалась жестко, а для трех были ограничены перемещения в вертикальной плоскости (рис. 4). При жестком закреплении всех опор модели были получены несвойственные реальной конструкции изгибающие моменты в зонах, прилегающих к опорным конструкциям.

Результаты эксперимента свидетельствуют о необходимости учета при расчете разветвленных трубопроводных конструкций жесткости и конструктивных особенностей опор (с учетом свойств прокладок между опорой и трубой), для чего рекомендуется использовать соответствующие конечные элементы, предназначенные для моделирования зазоров и трения между элементами конструкции.

. Отработка способов моделирования присоединений трубопроводов к технологическим машинам и аппаратам проводилась на основе исследования НДС выходной линии обвязки пылеуловителя, нагруженной в нижней точке вертикальным перемещением вниз на 10 мм (рис. 5).

г <*

Вариант 1 Вариант 2

* ВариаятЗ

40 60 80 100 120 140 160 100" Ре п/льтагы тем :ом ндеовмпн. №Ь

Рис. 5. Результаты анализа НДС обвязки пылеуловителя, сходимость результатов расчета с экспериментальными данными.

Рассматривались следующие варианты расчета:

1) жесткое закрепление трубопроводной обвязки в месте примыкания к присоединительному фланцу аппарата (схемы а, в и тренд «Вариант 1» на рис. 5);

2) моделирование корпуса аппарата в виде сплошного стержня (схема б и тренд «Вариант 2» на рис. 5);

3) моделирование корпуса аппарата в виде полого стержня с сохранением реальных размеров (тренд «Вариант 2» на рис. 5).

Установлено, что расчетная схема с жестким закреплением присоединительного фланца является наиболее консервативной, поэтому на практике ее можно рекомендовать как наиболее простую, так как это допущение идет в запас прочности конструкции. При этом необходимо учитывать, что данный способ при расчете с использованием объемных

конечных элементов может привести к появлению не свойственных реальной конструкции краевых эффектов в зоне, прилегающей к закреплению.

Для изучения особенностей моделирования взаимодействия надземных трубопроводов с подземными коллекторами и отработки способов моделирования переходов «земля-воздух» было проведено исследование НДС участка входного коллектора пылеуловителей (рис. 6).

Рис. 6. Результаты анализа НДС входного коллектора пылеуловителей, сопоставление расчетных и экспериментальных данных о перемещениях

сечений коллектора.

Участок трубопровода нагружался вертикальным перемещением

сечения на 10 мм вверх. Такое нагружение позволяет смоделировать воздействия на трубопроводную систему от опор, подверженных пучению.

Установлено, что при выборе расчетной схемы необходимо исключить влияние краевых эффектов, возникающих из-за неполного соответствия задаваемых граничных условий реальным, которые искажают картину распределения напряжения. Это достигается удлинением отрезков труб на' величину 5-7 диаметров трубы (моделированием продолжения этих труб в грунте) с жестким или шарнирным закреплением на концах.

На основе сравнения результатов исследования НДС конструкций МКЭ с экспериментальными методами, а также с учетом опыта расчета конструкций подобного типа сформулированы следующие рекомендации по выбору расчетных моделей конструкций, формирования граничных условий и условий нагружения:

- расчетная схема трубопровода должна отражать действительные условия его работы, условия закрепления, действующие нагрузки, особенности работы опор, а также жесткостные характеристики и линейные размеры запорно-регулирующей арматуры;

- для одной и той же конструктивной схемы можно выбрать несколько расчетных схем в зависимости от того, какая задача анализа НДС решается: если необходимо определить общую картину распределения НДС в конструкции, то необходимо использовать балочную модель, а если стоит задача определить НДС в локальной зоне, необходимо использовать оболочечную модель;

при расчете основных внутренних силовых факторов в трубопроводных обвязках, в тех случаях, когда один из линейных размеров обвязки значительно меньше остальных (протяженный шлейф, обвязка типа «гитара»), рекомендуется использовать стержневые элементы; а когда все линейные размеры конструкции сравнимы между собой - объемные конечные элементы;

участки с большой кривизной необходимо моделировать криволинейными стержневыми элементами;

- арматуру, расположенную на трубопроводе (краны, задвижки, обратные клапаны и т.д.), рекомендуется моделировать как твердое недеформируемое тело, сохраняя их геометрические размеры и массу;

- при формировании конечно-элементной модели обвязки рекомендуется назначать узлы соединения конечных элементов в местах опирания трубопровода, установки тройниковых соединений и опор, стыковки прямолинейных и криволинейных участков трубопровода, а также в зонах

резкого изменения характеристик поперечного сечения трубы, прочностных характеристик металла и т.д.;

- при аппроксимации трубопроводной обвязки конечными элементами рекомендуется увеличивать частоту разбивки в зонах около отводов, тройников, опор и в зонах приложения температурных нагрузок;

- при моделировании опор рекомендуется учитывать возникающие силы трения (коэффициент трения принимается по справочным данным с учетом материала трубы и изолирующей прокладки), а также конструктивные особенности опорных элементов;

- опорные конструкции должны моделироваться с учетом нелинейного характера их работы при помощи конечных элементов, предназначенных для моделирования зазоров и трения между элементами конструкции;

- при исследовании НДС участков трубопроводов относительно большой протяженности рекомендуется граничные условия (переходы «земля -воздух») моделировать в виде жесткой или шарнирной заделки, сдвинутой по длине трубы на величину, достаточную для исключения краевого эффекта;

- соединение технологического трубопровода с аппаратом можно моделировать жестким закреплением конца трубопровода на фланце аппарата;

- при анализе технического состояния высотных технологических аппаратов необходимо учитывать ветровые нагрузки и нагрузки от присоединенных технологических трубопроводов;

- взаимодействие трубопровода с грунтом следует моделировать дискретной моделью, в которой упругое основание аппроксимируется упругими пружинами (характеристики которых задаются по результатам исследования свойств грунта), работающими по-разному на растяжение и сжатие с сохранением его реальных весовых и жесткостных характеристик.

Четвертая глава посвящена рассмотрению особенностей оценки технического состояния технологических трубопроводов с локальными дефектами стенок.

Существующие методики оценки опасности дефектов (ВЗЮ, АК «Транснефть) не учитывают сложный характер НДС технологических трубопроводов в непроектном положении, поэтому в четвертой главе рассматриваются особенности применения разработанной в предыдущих главах методики к трубопроводным конструкциям, имеющим дефекты.

С одной стороны, при аппроксимации конструкции стержневыми конечными элементами в должной мере не учитывается тип, геометрия и индивидуальные особенности дефекта.

С другой стороны, проведение расчетов больших конструкций с достаточной точностью при аппроксимации конструкции объемными элементами сопряжено с очень большими трудовыми и временными затратами и требует применения мощной вычислительной техники.

Известно, что опасность локального дефекта технологического трубопровода определяется двумя факторами:

- особенностями дефекта (типом, размерами, геометрией);

- характером напряженного состояния в зоне конструкции, где расположен дефект.

Для адекватного учета обоих факторов в работе предлагается подход, основанный на сочетании различных вариантов расчета методом конечных элементов.

Расчет предлагается вести в два этапа последовательно уточняя расчетную схему и граничные условия.

На первом этапе определяется НДС бездефектной конструкции по методикам, разработанным в предыдущих главах. Расчеты на этом этапе позволяют получить общую картину НДС трубопроводной конструкции, уточнить значения внутренних силовых факторов в дефектных сечениях.

На втором этапе проводится уточнение расчетной схемы. Участок трубопровода аппроксимируется объемными конечными элементами, в явном виде моделируется дефект. Расчет проводится с использованием численных значений параметров, определенных на первом этапе, и

дополнительных нагружений, уточняющих расчетную схему. В результате расчета на втором этапе получаются детальные трехмерные картины распределения НДС на поврежденных участках.

Подобный подход проиллюстрирован на примере оценки технического состояния трубопроводной обвязки ГПА КС «Гаврилов Ям» ООО «Мострансгаз» с локальными дефектами стенок трубы.

С целью проверки эффективности данного и других подобных подходов определения опасности дефектов в настоящее время проводятся ресурсные испытания технологических трубопроводов с дефектами стенок, длительное, время находящиеся в эксплуатации.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

¡.Разработана аналитическая методика расчета прочности технологических трубопроводов, основанная на статистической обработке результатов геодезической съемки в сочетании с поиском оптимального положения начала координат на расчетном участке, позволяющая повысить точность определения изгибных напряжений на 30 - 40 % по сравнению с существующими методиками.

2.На основе экспериментальных и расчетных исследований поведения элементов трубопроводных конструкций при различных видах нагружения сформулированы рекомендации по применению МКЭ при оценке технического состояния: правила выбора расчетных схем, моделирования типичных для технологических трубопроводов КС граничных условий и условий нагружения.

3.Разработаны методические подходы к оценке технического состояния технологических трубопроводов, находящихся в непроектном положении и имеющие локальные дефекты стенки трубы.

4.Результаты диссертационной работы были использованы при разработке программы выборочного ремонта дефектных участков технологических трубопроводов КС «Похвистнево» ООО «Самаратрансгаз».

В результате удалось ограничить до 150 м длину участков подлежащих ремонту вместо ранее планировавшихся 900 м.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Андреасян И.Г., Завьялов А.П., Демьянов А.Е. Оценка опасности дефектов сварных швов при непроектном положении технологического трубопровода. Сборник трудов XXI тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». Москва, ИРЦ «Газпром», 2002. - ч. 2, с. 126-134.

2. Завьялов А.П. Особенности выбора расчетных схем технологических трубопроводов при оценке их технического состояния на различных этапах эксплуатации. Сборник трудов студенческого научного общества за 2002 год. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - с. 116-121.

3. Завьялов А.П., Данилов O.A., Демьянов А.Е. К вопросу оценки возможности эксплуатации технологических трубопроводов с дефектами сварных швов. Сборник трудов XXII тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Москва, ИРЦ «Газпром», 2004. - ч. 1, с. 100-110.

4. Завьялов А.П., Данилов O.A., Фролов А.Г. Метод прогнозирования ресурса оборудования на основе методов теории надежности. Сборник трудов XXII тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Москва, ИРЦ «Газпром», 2004. - ч. 2, с. 61 - 67.

5. Завьялов А.П., Лукьянов В.А., Якубович В.А. Особенности применения метода конечных элементов при прочностных расчетах трубопроводных обвязок компрессорных станций. Сборник трудов XXIII тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». Москва, ИРЦ «Газпром», 2004. - с. 31 - 39.

6. Завьялов А.П., Лукьянов В.А., Якубович В.А. Разработка рекомендаций по использованию метода конечных элементов при оценке технического

состояния трубопроводных обвязок оборудования нефтегазовых производств. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2005 г. №3, с. 68 - 74.

7. Завьялов А.П., Марин П.А. Особенности диагностического обследования трубопроводов и опорных конструкций аппаратов воздушного охлаждения газа (на примере КС-11 «Богандинская» ООО «Сургутгазпром»). Материалы XXIV тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций». В 2 т. Т. 1., с. 178 - 185. Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 192 с.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 22.11.2006 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печл. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ 828. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Завьялов, Алексей Петрович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ НА СОБСТВЕННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ.

1.1. Анализ конструктивных и эксплуатационных особенностей технологических трубопроводов нефтегазовых производств, влияющих на безопасность их эксплуатации.

1.2. Исследование развития системы диагностического обслуживания технологических трубопроводов, место в ней работ по оценке технического состояния объектов.

1.3. Определение НДС как основа оценки технического состояния технологических трубопроводов.

1.4. Формулирование задачи на собственное исследование.

Выводы по главе.

Глава 2. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОИЗВОДСТВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГЕОДЕЗИЧЕСКОЙ СЪЕМКИ.

2.1. Методы оценки технического состояния технологических трубопроводов, основанные на аналитических методах анализа НДС по данным о пространственном положении оси трубопровода.

2.2. Применение методов сглаживания данных геодезической съемки при расчетном определении НДС.

2.2.1. О погрешности определения пространственного положения трубопровода геодезическим методом.

2.2.2. О применении методов сглаживания данных геодезической съемки.

2.3. Использование для анализа НДС трубопроводных обвязок статистических методов.

Выводы по главе.

Глава 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПРИМЕНЕНИЮ МЕТОДА КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ПРИ ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПРОИЗВОДСТВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ.

3.1. Особенности применения метода конечных элементов при определении НДС трубопроводных конструкций.

3.2. Разработка методических рекомендаций по выбору расчетных схем, граничных условий и условий нагружения при оценке технического состояния технологических трубопроводов нефтегазовых производств.

3.2.1. Исследование НДС Г-образной трубопроводной конструкции (гидростенда).

3.2.2. Исследование НДС выходной линии обвязки пылеуловителя.

3.2.3. Исследование НДС участка шлейфа компрессорного цеха.

3.3. Разработка методологии выбора расчетных моделей и адекватного задания граничных условий и условий нагружения.

Выводы по главе.

Глава 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ ОЦЕКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ С ЛОКАЛЬНЫМИ ДЕФЕКТАМИ СТЕНОК ПО РЕЗУЛЬТАТАМ

ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ.

4.1. Особенности оценки технического состояния технологических трубопроводов с дефектами стенок.

4.2. Разработка методических рекомендаций по применению метода конечных элементов при оценке технического состояния конструкций с дефектами.

4.3. Совершенствование методологии оценки технического состояния технологических трубопроводов с локальными дефектами стенок на основе натурных испытаний несущей способности дефектных участков.

Выводы по главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования"

Технологические трубопроводы нефтегазовых производств относятся к ответственным энергетическим сооружениям, к надежности и безопасности эксплуатации которых предъявляются повышенные требования.

Главными причинами высоких требований к промышленной безопасности технологических трубопроводов являются человеческие жертвы и огромные потери в случае аварий, вызванные как разрушением дорогостоящего оборудования, зданий и сооружений, так и прекращением производственного процесса на продолжительный срок, и связанный с этим недовыпуск продукции. Так, согласно [164], в 1997 году на компрессорных станциях ОАО «Газпром» произошло 25 аварий, при этом только три наиболее крупных из них привели к человеческим жертвам и нанесли ущерб в 600 млн. руб.

Другой существенной причиной является сложность ремонта и восстановления выведенного из строя оборудования и трубопроводов. Это связано как с жесткими нормативами на строительство и приемку технологических трубопроводов, так и с значительной удаленностью многих объектов нефтегазового комплекса от густонаселенных мест и коммуникаций.

Следует также отметить возможность значительного экологического ущерба окружающей среде в случае аварии технологического трубопровода, что является особенно опасным на объектах нефтегазохимического комплекса, расположенных вблизи крупных населенных пунктов.

Кроме того, необходимо отметить общее старение, моральный и физический износ оборудования отрасли, постоянно ужесточающиеся требования к промышленной и экологической безопасности, а также то, что обычно потеря работоспособности подобных конструкций - результат постепенного накопления повреждений, которые, достигнув определенной величины, начинают препятствовать нормальной эксплуатации трубопровода.

Все это заставляет уделять повышенное внимание диагностике и мониторингу технического состояния технологических трубопроводов нефтегазовых производств.

Применяемые в настоящее время средства технической диагностики в большинстве случаев позволяют с достаточной точностью определять тип, местоположение и размеры локальных дефектов. Однако, для технологических трубопроводных обвязок, имеющих сложную конструкцию, применительно к которым возможности внутритрубной диагностики (ВТД) существенно ограничены, выявление локальных дефектов относительно осложнено.

Техническое диагностирование проводится на регулярной основе, поскольку часть дефектов возникает и развивается на этапе эксплуатации оборудования.

Применяемые средства и методы технического диагностирования не являются универсальными, пригодными для обнаружения дефектов всех типов. На практике для определения технического состояния объекта используют несколько различных видов контроля, каждый из которых адаптирован для выявления дефектов определенного типа.

Состав работ по техническому диагностированию и применяемые средства контроля зависят от конструктивного исполнения трубопровода, особенностей и срока его эксплуатации.

Комплекс работ по оценке технического состояния трубопроводной обвязки обычно ограничивается дефектоскопией и поверочным расчетом на внутреннее давление.

Однако, определение НДС трубопровода затруднено из-за неполноты информации о граничных условиях (особенностей работы опорных конструкций, характера воздействий грунта, особенностей закрепления на присоединительных фланцах технологических аппаратов, в местах переходов «земля-воздух» и т.д.) и особенностях нагружения (схема приложения и величина реальных эксплуатационных нагрузок).

Следует также учитывать, что задача определения технического состояния конструкций трубопроводных обвязок осложняется следующими факторами:

- имеющими место отступлениями от проекта при строительстве, которые не всегда согласовывались с проектными организациями и отражались в исполнительной документации;

- полным или частичным отсутствием проектной, исполнительной и эксплуатационной документации.

В этой связи актуальным становиться совершенствование методики оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования с учетом неопределенности граничных условий и условий нагружения, что и является целью настоящей работы.

Для достижения этой цели необходимо решить следующие задачи:

- разработать методику оценки НДС технологических трубопроводов по данным геодезической съемки их пространственного положения, с учетом имеющихся погрешностей;

- разработать рекомендации по формулированию граничных условий при использовании метода конечных элементов (МКЭ) для прочностного расчета технологических трубопроводах при различных видах нагружения;

- разработать методику оценки технического состояния трубопроводов при одновременном учете непроектного положения трубопровода и наличия локальных дефектов стенки.

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы и приложений.

Из проведенного анализа следует, что:

- на отказы, связанные с локальными дефектами стенки трубы, также оказывали влияние непроектные нагрузки.

Также в главе проведен анализ системы диагностического обслуживания оборудования и технологических трубопроводов нефтегазовых производств, рассмотрены факторы, влияющие на ее эффективность. Показано, что анализ НДС является неотъемлемым и основным этапом оценки технического состояния трубопроводов и сосудов, и включает в себя экспериментальную и расчетную оценки уровня действующих напряжений.

На основе анализа методик прямых измерений напряжений и деформаций в конструкциях (метода тензометрии, ультразвукового, электромагнитных, амплитудо-фазочастотного, рентгеновского, метода магнитной памяти металла) и методических рекомендаций по использованию аналитических методов прочностного расчета, рассмотреных в работах А.Б. Айнбиндера, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, С.П. Зарицкого, М.Н. Захарова, В.А. Полякова, В.Е. Селезнева, A.M. Синюкова, В.М. Стоякова, Г.Н. Тимербулатова, В.В. Харионовского, A.M. Шарыгина, В.Е. Шутова, где показано, что основная сложность их использования заключается в моделировании конструкций сложной конфигурации и учете эксплуатационных нагрузок, рекомендуется для повышения достоверности, оценки технического состояния использовать не менее двух различных методов определения НДС.

В завершении первой главы сформулированы цель и задачи исследования.

Для повышения точности расчетов в работе предложен алгоритм сглаживания данных геодезической съемки.

К недостаткам предложенного метода следует отнести накопление погрешности на всех этапах сглаживания и очень высокие требования к качеству геодезической съемки и другие. В связи с этим данный метод нельзя рекомендовать в качестве универсального, однако он может быть использован для предварительного анализа технического состояния трубопроводной системы в непроектном положении.

В работе разработан более универсальный подход к оценке технического состояния трубопроводных обвязок в непроектном положении. Этот подход основан на использовании статистических методов при определении параметров уравнения упругой линии балки, описывающего продольную ось трубопровода. Для аппроксимации продольной оси трубопровода используются классические уравнения упругой линии балки, записанные в форме метода начальных параметров.

Третья глава посвящена разработке рекомендаций по формулированию граничных условий при использовании метода конечных элементов (МКЭ) для оценки технического состояния технологических трубопроводов.

На основе сравнения результатов исследования НДС конструкций МКЭ и экспериментальными методами, а также с учетом опыта расчета конструкций подобного типа сформулированы рекомендации по выбору расчетных моделей конструкций, формирования граничных условий и условий нагружения.

Существующие методики оценки опасности дефектов не учитывают сложный характер НДС технологических трубопроводов в непроектном положении.

Поэтому в четвертой главе рассматриваются особенности применения разработанной в предыдущих главах методики к трубопроводным конструкциям, имеющим дефекты.

В работе предлагается подход, основанный на сочетании различных вариантов расчета методом конечных элементов. Расчет предлагается вести в два этапа, последовательно уточняя расчетную схему и граничные условия.

Подобный подход проиллюстрирован на примере дефектной трубопроводной обвязки ГПА КС «Гаврилов Ям» ООО «Мострансгаз».

Результаты исследования докладывались на научных и научно-практических конференциях в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2001 и 2002 год), Всероссийских конференциях молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2001 и 2003 год), Пятой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2003 год), Международной научно-практической конференции «Инженерное искусство в развитии цивилизации» (Москва, МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2004 год), тематических семинарах «Диагностика оборудования и трубопроводов КС» (Светлогорск, 2002, 2003, 2004 год; Геленджик, 2005 год; Туапсе, 2006 год) и совещаниях ОАО «Газпром». Основные положения диссертационной работы нашли отражение в 11 публикациях.

Результаты работы имеют практическую значимость. Разработанные в диссертации научные положения позволяют повысить достоверность оценки технического состояния технологических трубопроводов и уменьшить объемы ремонтных работ.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Завьялов, Алексей Петрович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие общие выводы:

1. До 90% аварий на технологических трубопроводах нефтегазовых производств так или иначе связаны с воздействием на конструкцию непроектных нагрузок. В этой связи за основу работ по оценке технического состояния технологических трубопроводов необходимо принять анализ НДС этих конструкций.

2. Ни один из применяемых экспериментальных и расчетных методов определения НДС в отдельности не показывает гарантированно высоких результатов при оценке технического состояния технологических трубопроводных обвязок.

3. Разработана аналитическая методика расчета прочности технологических трубопроводов, основанная на статистической обработке результатов геодезической съемки в сочетании с поиском оптимального положения начала координат на расчетном участке, позволяющая повысить точность определения изгибных напряжений на 30 - 40 % по сравнению с существующими методиками.

4. При оценке технического состояния технологических трубопроводов со сложной геометрией, значительным количеством разнообразных элементов (запорно-регулирующей арматуры, фасонных изделий), прямолинейные участки на которых имеют длину порядка шага геодезической съемки, рекомендуется использовать численные методы прочностного расчета, в первую очередь метод конечных элементов. Определение НДС этим методом затруднено из-за неполноты информации о граничных условиях (особенностях работы опорных конструкций, характере воздействий грунта, особенностях закрепления на присоединительных фланцах технологических аппаратов, в местах переходов «земля-воздух» и т.д.) и особенностях нагружения (схема приложения и величина реальных эксплуатационных нагрузок). На основе экспериментальных и расчетных исследований поведения элементов трубопроводных конструкций при различных видах нагружения сформулированы рекомендации по применению МКЭ при оценке технического состояния: правила выбора расчетных схем, моделирования типичных для технологических трубопроводов КС граничных условий и условий нагружения.

5. Завершающим этапом анализа технического состояния конструкции является оценка допустимости выявленных локальных дефектов стенок. В работе представлены методические подходы к оценке технического состояния технологических трубопроводов, находящихся в непроектном положении и имеющие локальные дефекты стенки трубы.

6. При использовании результатов диссертационной работы на КС «Похвистнево» ООО «Самаратрансгаз» разработана программа выборочного ремонта дефектных участков технологических трубопроводов. В результате удалось ограничить до 150 м длину участков, подлежащих ремонту, вместо ранее планировавшихся 900 м. Таким образом, по результатам внедрения результатов работы был получен значительный экономический эффект.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Завьялов, Алексей Петрович, Москва

1. Агапчев В.И., Файзуллин С.М., Тукаев Р.С. К расчету устойчивости подземного трубопровода. Депонированная рукопись № 861-гз (399 Д). Москва, ВНИИЭгазпром, 1985. - 12 с.

2. Аистов А.Г., Леонов В.И., Савельев Л.М., Сергеева Т.Н., Скворцов Ю.В., Соскинд Э.С. Опыт работы с программой AutoPipe в ОАО «Гипровостокнефть».//Все о САПР, №4/2001, с. 15 19.

3. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. Москва, Недра, 1991.-287 с.

4. Алешин В.В. Практическая технология численного прочностного анализа промышленных трубопроводов. Безопасность труда в промышленности, №7/2004, с. 29 33.

5. Алешин В.В., Селезнев В.Е., Клишин Г.С., Кобяков В.В., Дикарев К.И. Численный анализ прочности подземных газопроводов. Под ред. В.В. Алешина и В.Е. Селезнева. Москва, Издательство «Едиториал УРСС», 2003. -320 с.

6. Алямовский А.А. Solid Works/COSMOSWorks. Инженерный анализ методом конечных элементов. Москва, ДМК-пресс, 2004. 432 с.

7. Ангалев A.M., Зарицкий С.П., Перов C.JL, Стрельцов С.А., Якубович

8. B.А. Методы и приборы определения напряжений в трубопроводах технологического газа компрессорных станций. Обзорная информация. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004.-61 с.

9. Андреасян И.Г., Власов С.В., Егоров И.Ф., Зарицкий С.П., Жданов

10. Ахназарова С.Л., Кафаров В.В. Методы оптимизации эксперимента в химической технологии. Москва, Высшая школа. 1985. 325 с.

11. Березин B.JL, Ращепкин К.Е., Телегин JI.C. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. Москва, Недра, 1978. 346 с.

12. Березин B.JI., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. Москва, Недра, 1973. 200 с.

13. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. Москва, Издательство МАИ, 1994. 512 с.

14. Боровков В.А. Особенности эксплуатации подземных газопроводов в условиях Крайнего Севера.// Газовая промышленность, №2/1989, с. 30 31.

15. Бородавкин П.П., Березин B.JI. Сооружение магистральных газопроводов. Москва, Недра, 1987. 471 с.

16. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. Москва, Недра, 1982.-384 с.

17. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. Москва, Недра, 1984. 245 с.

18. Бурак К.Е. Геодезические наблюдения за оползнями на трассе газопровода «Братство».// Геодезия и картография, №7/1981, с. 27 31.

19. Бурман З.И., Артюхин Г.А., Зархин Б.Я. Программное обеспечение матричных алгоритмов и метода конечных элементов в инженерных расчетах. Москва, Машиностроение, 1988. 256 с.

20. Ван Цзи-де. Прикладная теория упругости. М.Ф.М., 1959. - 400 с.

21. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. Москва, Наука, 1964. 576 с.

22. Вест Ч. Голографическая интерферометрия. Москва, Мир, 1982. -504 с.

23. Вихман Г.Л, Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и машин нефтеперерабатывающих заводов. Москва, Машиностроение, 1987. -328 с.

24. Водолага B.C. Анализ и тепловой расчет подземных трубопроводов, прокладываемых в условиях низкотемпературных грунтов. Экспресс-информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа», вып. 10, с. 16 -18. Москва, ВНИИЭгазпром, 1983.

25. Галлагер Р. Метод конечных элементов. Основы. Москва, Мир, 1984. -428 с.

26. Ганыпин В.Н., Купчинов И.И., Лебедев С.М., Лютц А.Ф., Хренов Л.С. Инженерная геодезия. Москва, Недра, 1967. 364 с.

27. Гастев В.А. Курс теории упругости и основ теории пластичности. Ленинград, Издательство ЛГУ, 1973. 180 с.

28. Гречишев С.Е. К методике расчета параметров криогенного растрескивания в грунтах.//Криогенные процессы, с. 74 100. Москва, Наука, 1978.

29. Горковенко А.И. Влияние сил морозного пучения на высотное положение трубопровода.// Нефть и газ, №3/1999, с. 58 63.

30. Горковенко А.И., Чикишев В.М. Взаимодействие трубопроводов с грунтами в условиях глубокого сезонного промерзания.// Строительный вестник, №4/1998, с. 57.

31. Девятов С. Компьютерные технологии инженерного анализа в новом тысячелетии. CADmaster, №5/2002, с. 2 10.

32. Дедиков Е.В., Маркелов В.А., Клишин Г.С., Селезнев В.Е., Алешин В.В. Расчет прочности технологических трубопроводов КС.// Газовая промышленность, №8/1999, с. 31 33.

33. Димов JI.A. Расчет трубопроводов: новые предложения.// Газовая промышленность, №2/1999.

34. Дубов А.А. Проблемы оценки ресурса стареющего оборудования.// Безопасность труда в промышленности, №12/2002, с. 30 38.

35. Дубов А.А. Способ определения предельного состояния металла и оценки ресурса оборудования по магнитным диагностическим параметрам.// Контроль. Диагностика. №5/2003.

36. Дубов А. А., Встовский Г.В. Интерпретация основного диагностического параметра, используемого при контроле труб по методу магнитной памяти металла.// Контроль и Диагностика. №3/1999.

37. Дубов А.А., Демин Е.А., Миляев А.И., Стеклов О.И. Контроль напряженно-деформированного состояния газопроводов. Газовая промышленность, №2/2002, с. 58-61.

38. Дюрелли А., Парке В. анализ деформаций с использованием муара. Москва, Мир, 1981.-560 с.

39. Елизаров С.В., Бенин А.В., Тананайко О.Д. Современные методы расчета инженерных конструкций на железнодорожном транспорте. Метод конечных элементов и программа COSMOS/M. Санкт-Петербург, ПГУПС, 2002. 226 с.

40. Зарицкий С.П. От системы диагностического обслуживания к системе эксплуатации оборудования «по состоянию». Сборник докладов Одиннадцатой международной деловой встречи «Диагностика-2001», т.З, с. 3 17. Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2001.

41. Захаров М.Н. Методология оценки несущей способности магистральных трубопроводов с локальными дефектами. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. 36 с.

42. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах. Москва, Нефть и газ, 2000. -216с.

43. Захаров М.Н., Лукьянов В.А., Писаревский В.М. Оценка опасности локальных дефектов трубопроводов./УНефтяное хозяйство, №2/1997, с. 39 -40.

44. Зенкевич В.М. Метод конечных элементов в технике. Москва, Мир, 1975.-460 с.

45. Зоркальцев В.И. Метод наименьших квадратов. Новосибирск, ВО «Наука», 1995.-220 с.

46. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных газопроводов. Москва, Недра, 1985. 301 с.

47. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. РД 03-60603. Москва, ГУП НТЦ «Промышленная безопасность», 2003.

48. Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах. Москва, ВНИИгаз, 1986.

49. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами. ВРД 39-1.10-063-2002. Москва, ООО «ВНИИгаз», 2002. 16 с.

50. Инструкция по проведению диагностического обследования (паспортизации) надземных технологических трубопроводов обвязок нагнетателей ГПА. Москва, ОАО «Газпром», 2000. 57 с.

51. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. Москва, Недра, 1978. 217 с.

52. Караулов И.Н. Моделирование взаимодействия трубопроводов и элементов несущей конструкции неотъемлемая часть анализа напряжений трубопроводов.// Химическое и нефтегазовое машиностроение, №2/2000, с. 29-30.

53. Касаткин Б.С., Кудрин А.Б., Лобанов Л.М. Экспериментальные методы исследований деформаций и напряжений. Киев, Наукова думка, 1981. 584 с.

54. Клокова Н.П. Современное состояние и перспективы разработки тензорезисторов.// Измерительная техника, №7/1984, с. 39 42.

55. Клокова Н.П. Тензорезисторы. Москва, Машиностроение, 1990. -224 с.

56. Клокова Н.П. Характеристика преобразования тензорезистора. //Приборы и системы управления, №1/1976, с. 21 23.

57. Клюк Б.А., Стояков В.М., Тимербулатов Г.Н. Прочность и ремонт участков магистральных газопроводов в Западной Сибири. Москва, Машиностроение, 1994. 160 с.

58. Колосова Н.М., Дорошенко С.Н. К вопросу об оценке напряженного состояния подводных трубопроводов. РНТС ВНИИОЭНГ. Серия: «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», с. 18 21. Москва, ВНИИОЭНГ, 1982.

59. Контроль неразрушающий. Метод магнитной памяти металла. Общие требования. ГОСТ Р 52005-2003. 8 с.

60. Контроль неразрушающий. Сварные соединения оборудования и конструкций. Метод магнитной памяти металла (МПМ-контроль). СТО РНТСО 004-03.

61. Корпоративный журнал ОАО «Газпром», № 1 2, 2005год. Материалы сайта www.gazprom.ru.

62. Косицын С.Б., Долотказин Д.Б. Расчет стержневых систем, взаимодействующих с упругим основанием, методом конечных элементов с использованием комплекса MSC/NASTRAN for Windows. Москва, МИИТ, 2000- 116 с.

63. Кремниц Ю.В. Определение параметров эмпирических формул методом наименьших квадратов. Москва, Недра, 1964.

64. Крылов Г.В., Отт К.Ф., Смирнов В.А., Стояков В.М. Эксплуатационная надежность газопроводов.// Газовая промышленность, №3/1999, с. 57 58.

65. Курганова И.Н., Окопный Ю.А., Радин В.П. Устойчивость и закритические деформации подземного газопровода.// Проблемы ресурса газопроводных конструкций, с. 73 83. Москва, ВНИИгаз, 1996.

66. Кушнир С .Я., Иванов И.А., Чикишев В.М. Анализ отказов участка конденсатопровода «Уренгой Сургут».// Нефть и газ, №4/1999, с. 81 - 85.

67. Кушнир С.Я., Малюшин Н.А., Чикишев В.М. К учету деформаций трубопроводов в зоне глубокого сезонного промерзания грунтов.// Нефть и газ, №3/1999, с. 74-77.

68. Лащинский А.А., Толчинский А.Р. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры. Ленинград, Машиностроение, 1970. 752 с.

69. Лимонтов Л.Я., Филиппов Д.С. Определение фактического положения оси трубопровода. Материалы научно-технической конференции молодых специалистов. Москва, МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1968, с. 97 99.

70. Львовская Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул. Москва, Высшая школа, 1982. 224 с.

71. Магистральные трубопроводы. Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85. Москва, Госстрой СССР, 1985. 52 с.

72. Малинин Н.Н. Прикладная теория пластичности и ползучести. Москва, Машиностроение, 1975. 400 с.

73. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. Москва, Наука, 1989.-608 с.

74. Марчук Л.С., Шлапак Л.С., Олийнык А.П. Моделирование процесса деформации оси трубопроводов. Сборник докладов Одиннадцатой международной деловой встречи «Диагностика 2001», т.2, ч.1, с. 181 - 185. Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2001.

75. Менчер Э.М., Шафета А.И. Рекомендации по математическому описанию эмпирических однофакторных зависимостей. Москва, ВНИИтруд, 1972.- 117 с.

76. Методика оценки и контроля НДС трубопроводных систем в непроектном положении с использованием регулируемых опор. Москва, ОАО «Газпром», 2005. 58 с.

77. Методика оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций. Москва, ОАО «Газпром», 2002. 48 с.

78. Методика оценки остаточного ресурса элементов трубопроводной обвязки компрессорных станций. Москва, ВНИИГАЗ, 2001. 53 с.

79. Методика определения изгибных напряжений технологических трубопроводов компрессорных станций РАО «Газпром». Москва, РАО «Газпром», 1998. 23 с.

80. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных и промысловых газопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. Москва, АК «Транснефть», 1997. 25 с.

81. Методические рекомендации по длительным натурным измерениям параметров напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов. Москва, Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ИРЦ Газпром), 1993. 69 с.

82. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. РД 51-4.2.-003-97. Москва, ВНИИгаз, 1997. -126 с.

83. Методика оценки остаточного ресурса технологических трубопроводов. Волгоград, АООТ «ВНИКТИнефтехимоборудование», 1996. -25 с.

84. Методика оперативной компьютерной диагностики локальных участков газопроводов с использованием магнитной памяти металла. РД 51 -1-98. Москва, ОАО «Газпром», 1998. 27 с.

85. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов. РД 03-421-01. Москва, ГУП НТЦ «Промышленная безопасность», 2002,- 136 с.

86. Муштаев В., Шубин В., Несвижский С., Котов А., Никифорова О. проблемы оценки остаточного ресурса оборудования предприятий химической, нефтехимической и других отраслей промышленности. Наука и технологии в промышленности, №1/2003, с. 44 46.

87. Мяченков В.И., Мальцев В.П., Майборода В.П. и др. Расчеты машиностроительных конструкций методом конечных элементов. Под ред. МяченковаВ.И. Москва, Машиностроение, 1989. 520 с.

88. Нагрузки и воздействия. СНиП 2.01.07-85. Москва, Стройиздат, 1987. -36 с.

89. Неразрушающий контроль. В 5 книгах. Кн. 1: Общие вопросы. Контроль проникающими веществами. Практическое пособие./ Гурвич А.К., Ермолов И.Н., Сашин С.Г. Под ред. СухоруковаВ.В. Москва, Высшая школа, 1992.-242 с.

90. Окопный Ю.А., Радин В.П. Методика расчета и программа оценки несущей способности участка газопровода при арочных выбросах.//Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем, с. 104- Ш.Москва, ВНИИгаз, 1998.

91. Остсемин А.А., Дильман B.JI. Влияние анизатропии механических характеристик сталей на прочность и напряженно-деформированное состояние труб большого диаметра. Химическое и нефтегазовое машиностроение. №4/2004.

92. Первушин Г.Г., Бельмас О.М. К задаче определения напряженного состояния потенциально опасных участков трубопроводов методом сглаживающих сплайнов. Экспресс-информация. Серия: «Нефтепромысловое строительство», вып. 5, с. 15-19. Москва, ВНИИОЭНГ, 1984.

93. Первушин Г.Г., Соколов С.М., Бельмас О.М. Напряженное состояние трубопроводов в сложных условиях. Экспресс-информация. Серия: «Нефтепромысловое строительство», вып. 2, с. 18-21. Москва, ВНИИОЭНГ, 1982.

94. Писаренко Г.С., Лебедев А.А. Сопротивление материала деформированию и разрушению при сложном напряженном состоянии. Киев, Наукова думка, 1969. 212 с.

95. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов. Киев, Наукова думка, 1988. 734 с.

96. Плювинаж Г. Механика упругопластического разрушения. Москва, Мир, 1993.-450 с.

97. Портон В.З., Перлин П.И. Методы математической теории упругости. Москва, Наука, 1981.-688 с.

98. Постнов В.А., Хархурим И.Я. Метод конечных элементов в расчетах судовых конструкций. Ленинград, Судостроение, 1974. 342 с.

99. Пригоровский Н.И. Методы и средства определения полей деформаций и напряжений. Справочник. Москва, Машиностроение, 1983 248 с.

100. Пригоровский Н.И., Панских В.К. Метод хрупких тензочувствительнвх покрытий. Москва, Наука, 1978. 184 с.

101. Прокофьев Л.Н., Тараскин Л.Ф. Математическая статистика. Учебное пособие, Куйбышев, КуАИ, 1981. 72 с.

102. Расчет на прочность действующих магистральных трубопроводов с дефектами. ВБН В.2.3-00018201.04-2000. Киев, Держнафтогазпром Украины, 2000. 73 с.

103. Расчет на прочность обвязочных трубопроводов. ВСН 185-85. Москва, ВНИИСТ, 1986.-73 с.

104. Расчет на прочность стальных труб трубопроводов. СНиП 2.04.12-86. Москва, Госстрой России, 1999. 114 с.

105. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. ГОСТ 25.506-85. Москва, Госстандарт СССР, 1986.

106. Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении. Москва, ВНИИгаз, 1986. -43 с.

107. Рекомендации по прочностным расчетам надземных газопроводов. Москва, ВНИИгаз, 1988. 46 с.

108. Себешев В.Г. Применение ЭВМ в расчетах брусьев при прямом поперечном и продольно-поперечном изгибе. Учебное пособие. Новосибирск, изд. НИСИ им. В.В. Куйбышева, 1981. 89 с.

109. Сегерлинд Л.Д. Применение метода конечных элементов. Москва, Мир, 1979.-392 с.

110. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Клишин Г.С. Методы и технологии численного моделирования газопроводных систем. Москва, Издательство «Едиториал УРСС», 2002. 448 с.

111. Семяшкин А.А., Шарыгин В.М. Оценка погрешности в определении напряжений изгиба трубопровода по замеренному его положению. Экспресс-информация. Серия: «Нефтепромысловое строительство», №6, с. 29 33. Москва, ВНИИОЭНГ, 1985.

112. Серьезнов А.Н., Шашурин А.К. Методы и средства измерений в прочностном эксперименте. Москва, Издательство МАИ, 1990. 200 с.

113. Синюков A.M. Конструктивная надежность линейной части магистральных трубопроводов. Москва, МИНГ им. И.М. Губкина, 1988. -56 с.

114. Соколов Д.Л. Прогнозирование ремонтных работ на выпученных участков трубопроводов по критерию конструктивной надежности.

115. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, МИНГ им. И.М. Губкина, 1990. 154 с.

116. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. ГОСТ 14249-89. Москва, Издательство стандартов, 1980. 62 с.

117. Стояков В.М. Гофрообразование выпученных участков газопроводов. Информационный сборник «Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности», вып. 8, с. 27 29. Москва, ВНИИЭгазпром, 1990.

118. Стояков В.М, Тимербулатов Г.Н. Причины образования и роста выпученных участков газопроводов в Западной Сибири. Экспресс-информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа», вып. 10. с. 14 -16. Москва, ВНИИЭгазпром, 1987.

119. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. ВСН 012-88, часть II. Москва, Миннефтегазстрой СССР, 1990. 151 с.

120. Тензометрия в машиностроении. Справочное пособие. Под ред. Р.А. Макарова. Москва, Машиностроение, 1975. -288 с.

121. Технические решения по повышению эксплуатационной прочности магистральных газопроводов на пучинистых грунтах. Москва, ВНИИгаз, 1985.-21 с.

122. Технические решения по повышению прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах. Москва, ВНИИгаз, 1990.

123. Тимербулатов Г.Н. Оценка напряженно-деформированного состояния газопроводов при их ремонте в заболоченной местности. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, УНИ, 1988.

124. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. Москва, Наука, 1974. 222 с.

125. Трумбачев В.Ф., Катков Г.А. Измерение напряжений и деформаций методом фотоупругих покрытий. Москва, Наука, 1966. 142 с.

126. Трухин Б.В., Байков В.П., Корытько Г.П., Григорьев П.А., Харионовский В.В. К расчету выпученных участков газопровода. Депонированная рукопись №857-гз (395-Д). Москва, ВНИИЭгазпром, 1985. -12 с.

127. Финк К., Рорбах X. Измерение напряжений и деформаций. Москва, Машгиз, 1961.-536 с.

128. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. Москва, Наука, 1986. 512 с.

129. Фесенко С.С., Шилин А.Н. Определение напряженного состояния подземных участков газопровода, сместившихся относительно проектного положения.

130. Харионовский В.В., Курганова И.Н. Надежность трубопроводных конструкций: теория и технические решения. Москва, Международная топливно-энергетическая ассоциация, 1995. 125 с.

131. Харионовский В.В. Конструкции трубопроводов в мерзлых грунтах. Обзорная информация. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. Москва, ВНИИЭгазпром, 1992. 62 с.

132. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. Москва, Недра, 1990. 180 с.

133. Харионовский В.В., Курганова И.Н., Иванцов О.М., Силкин В.М., Нефедов С.В. Методика обеспечения надежности газопроводов. Строительство трубопроводов, № 4 5/1996, с. 40 - 42.

134. Хечумов Р.А., Кепплер X., Прокофьев В.И. Применение метода конечных элементов к расчету конструкций. Москва, Издательство АСВ, 1994.-352 с.

135. Хигер М.Ш., Яблонский Ю.П. К исследованию ползучести продольных перемещений трубопроводов в торфяных грунтах. В книге «Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтепроводов и нефтебаз», с. 83 86. Уфа, Издательство УНИ, 1980.

136. Хренов Н.Н. Основы комплексной диагностики северных трубопроводов. Наземные исследования. Москва, Газойл-пресс, 2005. 608 с.

137. Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. Москва, Наука, 1974. 640 с.

138. Чернышев Г.Н., Попов А.Л., Козинцев В.Н. Полезные и опасные остаточные напряжения. Природа, №10/2002, с. 17 24.

139. Чернышев Г.Н., Попов А.Л., Козинцев В.Н., Пономарев ИИ. Остаточные напряжения в деформируемых твердых телах. Москва, Институт проблем механики РАН, 1996.

140. Шарыгин A.M. Методология проектирования ремонтных конструкций для восстановления несущей способности труб магистральных газопроводов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва, ООО «Макс Пресс», 2004. 46 с.

141. Шимкович Д.Г. Расчет конструкций в MSC/NASTRAN for Windows. Москва, ДМК-пресс, 2001. 448 с.

142. Яковлев Е.И., Куликов В.Д., Шибнев А.В., Поляков В.А., Ковалевич Н.С., Шарабудинов Ю.К. Моделирование задач эксплуатации систем трубопроводного транспорта. Москва, ВНИИОЭНГ, 1992. 360 с.

143. Якубович В.А. Анализ отказов оборудования «высокой стороны» компрессорных цехов. Научно-технический сборник «Диагностика оборудования и трубопроводов», №3/1999, с. 34 39. Москва. Информационно-рекламный цент газовой промышленности (ИРЦ Газпром), 1999.

144. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. Москва, Недра, 1968. 120 с.

145. Яхин P.M., Овчинников П.А. Система технической диагностики на объектах Оренбурггазпрома. Газовая промышленность, №2/2002, с. 43 47.

146. Desjardings G. Reliability approach to optimized pipeline integrity planning based on a probabilistic assessment of corrosion rates & future corrosion severity. Berlin, "Pipeline Rehabilitation & Maintenance 2003" Conference Proceedings, 2003.

147. Engtbert F., Engel A. Experience in the evaluation of wall-thickness reduction using the OPTOCAM scanning technique combined the finite-element method. Berlin, "Pipeline Rehabilitation & Maintenance 2003" Conference Proceedings, 2003.

148. Scrocchi D., Dawson J. Method to determined ILI intervals proven on Italian system.//Oil&Gas Journal, №28/2000 p. 58 - 61.

149. РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. И.М. ГУБКИНА1. ЗАВЬЯЛОВ АЛЕКСЕЙ ПЕТРОВИЧ

150. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

Информация о работе

Завьялов, Алексей Петрович
кандидата технических наук
Москва, 2006
ВАК 25.00.19

Диссертация

Совершенствование методов оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Совершенствование методов оценки технического состояния технологических трубопроводов по результатам диагностирования - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы