Анализ напряженно-деформированного состояния технологического трубопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направление 131000 «Нефтегазовое дело»

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

Отчет по практике

Анализ напряженно-деформированного состояния технологического трубопровода

Томск - 2015 г.

Содержание

• Введение
• 1. Контроль напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов НПС
• 2. Пассивные методы диагностики НДС
• 3. Основные причины организации систем диагностического мониторинга на объектах НГК
• 4. Базовые методы неразрушающего контроля
• 5. Нагрузки и воздействия в трубопроводе
• 6. Постоянные нагрузки
• 7. Длительные временные нагрузки
• 8. Кратковременные нагрузки
• 9. Актуальные методы оценки состояния технологических трубопроводов по результатам диагностики
• Заключение
• Список литературы

Введение

Основными целями педагогической практики являются:

§ закрепление и расширение теоретических и практических знаний, полученных за время обучения;

§ изучение организационной структуры предприятия и действующей на нем системы управления;

§ ознакомление с содержанием основных работ и исследований, выполняемых на предприятии или в организации по месту прохождения практики;

§ изучение особенностей строения, состояния, поведения и/или функционирования конкретных технологических процессов;

§ приобретение практических навыков в будущей профессиональной деятельности или в отдельных ее разделах;

§ освоение приемов, методов и способов выявления, наблюдения, измерения и контроля параметров технологических процессов.

1. Контроль напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов НПС

Современная диагностика состояния конструкционных материалов, располагающая большим арсеналом различных физических методов и средств, уже не ограничивается задачами дефектоскопии, но все более широко используется при решении задач определения механических характеристик материалов, причем основное место здесь занимают методы и средства измерения остаточных и рабочих внутренних напряжений.

В связи с этим обстоятельством на первый план выходят методы технической диагностики, сочетающие механику разрушений, металловедения и неразрушающего контроля. К таким методам относятся, в первую очередь, методы контроля напряженно-деформированного состояния (НДС).

Проблемой измерений механических напряжений в работающих конструкциях с целью оценки их состояния в настоящее время занимаются все ведущие диагностические центры мира. Однако, до сих пор эффективность различных методов и средств контроля напряжений остается низкой при их использовании непосредственно на оборудовании.

Анализ возможностей известных методов контроля напряжений и деформаций в основном металле и в сварных соединениях оборудования и конструкций позволяет назвать следующие их существенные недостатки:

· непригодность для контроля протяженных трубопроводов и конструкций, крупногабаритных изделий, оборудования и сосудов;

· невозможность использования большинства методов в области пластической деформации;

· не учитывается изменение структуры металла;

· невозможность оценки глубинных слоев металла для большинства методов контроля;

· требуется построение градуировочных графиков на основе испытаний предварительно изготовленных образцов, которые, как правило, не отражают фактическое энергетическое состояние оборудования;

· требуется подготовка контролируемой поверхности и объектов контроля (зачистка, активное намагничивание, клейка датчиков и прочее);

· сложность определения положения датчиков контроля по отношению к направлению действия максимальных напряжений и деформаций, определяющих надежность оборудования.

Кроме того, традиционные методы и средства НК напряжений, которые основаны на активном взаимодействии сигнала прибора с металлом конструкции, получают косвенную информацию о напряженном состоянии объекта контроля, т.е. имеют недостаточную информативность физических полей, используемых при контроле. Действительно, вводимое в исследуемый материал поле, взаимодействуя с собственными полями материала, меняет его свойства и характеристики НДС объекта контроля. При этом характер, величина и время жизни изменений определяются динамическим соотношением энергий взаимодействующих полей. На практике, при проведении диагностики, такие изменения просто не учитывают.

Данное замечание относится, в первую очередь, к следующим методам:

· метод коэрцитивной силы (приборы-коэрцитиметры различных модификаций);

· метод магнитной анизотропии (приборы типа Комплекс 2.05 и 2.06);

· методы, использующие эффект Баркгаузена (приборы типа Стресскан, Интромат, Пион и другие).

Необходимо помнить, что любое искусственно вводимое от прибора физическое поле в объект контроля, находящийся в напряженно-деформированном состоянии (даже после снятия рабочих нагрузок), обязательно будет взаимодействовать с собственными физическими полями материала (например, электромагнитными), сформировавшимися на уровне кристаллической решетки. Не учитывать фактическое энергетическое состояние объекта контроля (о чем свидетельствует "магнитная память металла") - грубейшая ошибка для всех методов контроля НДС! Особенно это относится к ЗКН, которые сосредоточены, как правило, на глубине и в объеме, и на поверхность изделия выходят в виде линий скольжения (места образования трещин!) шириной в несколько микрон (и даже нескольких долей микрона!). Кроме того, выполнение контроля осуществляется, как правило, на остановленном в ремонт оборудовании, после снятия рабочих нагрузок в условиях остаточного НДС, когда напряжения и деформации имеют противоположный знак и другие значения по сравнению с рабочими. В данных объективных условиях указанные выше методы контроля оказываются не эффективными для оценки фактического НДС объекта контроля, как по своей физической сущности, так и по метрологическим условиям (датчики приборов, как правило, значительно превышают площади ЗКН), а, главное, не известно на какую глубину искусственно намагничивать металл, где и как ставить датчик, когда не известны зоны максимальных напряжений (рабочих или остаточных).

Таким образом, перечисленные выше недостатки известных методов контроля НДС обусловлены физической сущностью этих методов и являются закономерными. Отсутствие метрологической базы для сертификации и поверки средств измерений характеристик НДС материалов (до сих пор в России и других странах нет единых эталонов и образцов) приводят к неоднозначности требований и ошибочности методического подхода к разрабатываемым средствам контроля. Кроме того, в настоящее время ни в одной стране мира нет программ и центров обучения специалистов по неразрушающему контролю НДС оборудования и конструкций. Отсутствуют стандарты1, излагающие общие требования к методам и средствам НК напряжений и деформаций в конструкциях.

1) Впервые такой стандарт подготовлен в России специалистами ООО «Энергодиагностика» и представлен 14 июля 2004 года на заседании V комиссии Международного института сварки в г.Осака (Япония) для обсуждения и получения отзыва. Стандарт называется «Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированного состояния объектов промышленности и транспорта при оценке ресурса оборудования. Общие требования».

При оценке ресурса оборудования, как известно, непременным условием является определение фактического напряженно-деформированного состояния с выявлением зон концентрации напряжений (ЗКН)2) - основных источников развития повреждений - на основе 100% обследования всего объема металла. Именно ЗКН определяют работоспособность любой конструкции, а не расчетные, средние значения рабочих напряжений.

2) Следует отличать традиционное понятие «концентратор напряжений», обусловленный конструкцией изделия, от материаловедческого понятия «концентрация напряжений», возникающая в зонах устойчивых полос скольжения дислокаций, обусловленных действием рабочих нагрузок. ЗКН -локальная зона изделия, в которой возникла большая деформация по сравнению со средней деформацией по всему объему изделия, обусловленная неудачным сочетанием особенностей конструкции, неоднородности структуры материала и рабочими нагрузками.

Известно, что под действием эксплуатационных нагрузок работа металла оборудования в основном определяется скольжением дислокаций и сдвиговой деформацией. При этом накопление усталостной повреждаемости металла во многих случаях происходит в условиях мало и многоцикловой рабочей нагрузки. Очевидно, что традиционные методы контроля напряжений не могут оценить фактическое НДС конструкции, так как в общем случае неизвестны ЗКН, обусловленные сдвиговой деформацией. В ходе промышленных исследований установлено, что только "пассивные" методы диагностики НДС могут ответить на поставленные вопросы, и являются наиболее пригодными для практики.

2. Пассивные методы диагностики НДС

К пассивным методам НК, использующим измерения собственных физических полей конструкций, прежде всего, следует отнести:

· метод акустической эмиссии (АЭ);

· метод магнитной памяти металла (МПМ).

Эти два метода получили в настоящее время наибольшее распространение на практике для ранней диагностики повреждений оборудования и конструкций. Кроме того, именно эти два метода позволяют в настоящее время обеспечить 100% обследование оборудования в режиме экспресс-контроля.

Как показала практика, метод МПМ по сравнению с методом АЭ дополнительно дает информацию о фактическом НДС объекта контроля, что позволяет более объективно определить не только ЗКН, но и причину образования этой зоны. При этом никаких подготовительных работ для применения метода МПМ на объекте контроля не требуется.

На рис.2 представлены основные зависимости, характеризующие НДС стали при механическом воздействии, полученные в результате расчетных исследований. Угол между линией Нр=0 и осью трубы со стороны напряжения сжатия равен (90є-26,5є)=63,5є. сжатия той же величины 12кг/мм2 этот угол равен ~70є.

Таким образом, простым геометрическим расчетом углов расположения линий Нр=0 по отношению к оси трубы, выявленных при контроле методом МПМ, подтвердили справедливость закономерностей, установленных в работе. При наличии зависимости для стали 3, аналогичной для чистого железа (см. рис.2,б), на основании данных контроля методом МПМ можно по углу непосредственно на трубопроводе определять величину и знак остаточных напряжений.

Рис.2а.	Рис.2б.
Рис.2в.	Рис.2г.
Рис.2д.	Рис.2е.

Рис.1. Основные зависимости, характеризующие НДС стали при механическом воздействии: а - коэффициент Пуассона; б - угол плоскости скольжения; в - сдвиговая деформация; г - плотность дислокаций N=10nd; д - сдвиговая деформация; е - плотность дислокаций N=10nd; у - механические напряжения сжатия и растяжения, кГ/мм2; упц=0,95; ут=4,3; ув=17; ув=0,14.

В связи с большими сроками эксплуатации конструкций и возрастающей с каждым годом интенсивностью отказов, связанных с образованием в металле эксплуатационных дефектов в виде коррозионного и эрозионного износа стенок, несплошностей, расслоений и трещин, использование традиционных дискретных методов обследования становится неэффективным из-за большой трудоемкости, несвоевременности и локальности данных способов обследования.

Радикальным способом обеспечения необходимого уровня эксплуатационной надежности конструкций является применение системы непрерывного слежения (мониторинга) за техническим состоянием в процессе эксплуатации на основе акустико-эмиссионного метода, различных методов неразрушающего контроля и методов экспериментальной оценки напряженно-деформированного состояния.

3. Основные причины организации систем диагностического мониторинга на объектах НГК

трубопровод нефтегазовый мониторинг

? отсутствие доступа и затрудненный доступ к объекту;

? высокие скорости роста эксплуатационных дефектов в конструкции;

? катастрофические последствия от разрушения объекта.

Основные цели организации систем диагностического мониторинга на объектах НГК:

? своевременное обнаружение дефектов;

? сбор, хранение и анализ данных технического диагностирования и прогнозирование изменения технического состояния объектов во времени;

? автоматизация технического диагностирования и устранение человеческого фактора в оценке результатов диагностирования.

Основные этапы организации систем диагностического мониторинга на объектах НГК:

? определение нагрузок, действующих на объект и оценка типов эксплуатационных дефектов;

? оценка доступа в процессе эксплуатации и выбор используемых методов неразрушающего контроля (НК);

? разработка структурной схемы аппаратуры диагностического мониторинга;

? разработка способов обеспечения эксплуатационной надежности диагностического комплекса в течение заданного интервала времени;

? разработка критериев повреждаемости объекта и мероприятий по принятию решений о его дальнейшей эксплуатации.

4. Базовые методы неразрушающего контроля

Акустико-эмиссионный контроль

Акустико-эмиссионный контроль является основным методом контроля, применяемым в комплексных системах диагностического мониторинга для обнаружения дефектов, развивающихся в процессе эксплуатации.

Рис. 2

Ультразвуковая толщинометрия

Используется в системе диагностического контроля для обслуживания локальных участков конструкции характеризующихся интенсивным износом и высокой вероятностью появления усталостных трещин.



Рис. 3

Тензометрия

Тензометрия - способ экспериментальной оценки напряженно- деформированного состояния конструкции. Используется для измерения фактических значений напряжений в конструкции и автоматизации процесса идентификации вида дефекта по данным акустико-эмиссионного контроля и других методов контроля, применяемых в системе диагностического мониторинга.

Рис. 4

Датчики линейных перемещений

Датчики линейных перемещений служат для измерения отклонений элементов конструкции, от проектного положения , вызванных смещением опор, проседанием фундамента под резервуаром или грунта на трассе трубопровода.



Рис. 5

Используется для измерения динамических нагрузок в магистральных насосах, нагнетателях компрессорных станций (КС), дожимных насосных станциях (ДНС) и др.

Рис. 6



Рис. 7. Оценка остаточного ресурса трубопровод

На первый план решения проблемы о надежности выдвигаются задачи расчета на прочность, устойчивость, долговечность. Для их решения необходимы: информация о нагрузках и воздействиях на трубопровод, анализ напряженно-деформированного состояния, что позволит сделать расчеты надежности и ресурса.

Определение напряженно-деформированного состояния проводится в рамках расширенного обследования, решение о котором принимается на основании анализа результатов работ по базовому диагностическому обследованию технологических трубопроводов нефтеперекачивающих станций. Объектом обследований являются технологические трубопроводы.

Основная цель работы - определение и оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов, выявление потенциально опасных участков, разработка рекомендаций по разгрузке, реконструкции и дальнейшей эксплуатации

На трубопроводы действуют следующие статические нагрузки:

· внутреннее давление нефти;

· вес трубопроводов, запорной арматуры и нефти внутри них;

· температурное расширение конструкций;

· кинематическое нагружение, связанное с изменением высотного положения опорных точек трубопроводной обвязки (выпучивание или просадка фундаментов и подземных коллекторов).

Если первых три вида нагрузок являются проектными, то кинематическое нагружение проектом не учитывается и именно этот вид нагрузок приводит к образованию повышенных напряжений на участках трубопровода. Вместе с тем, оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов должна проводиться при учете совместного действия всех нагрузок.



Рис. 8

Оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов проводится в соответствии с утвержденной ОАО «АК» "Трансефть"» и согласованной с Госгортехнадзором РФ методикой. Для достижения цели работы требуется решение следующих задач:

· расчет проектного уровня напряженного состояния трубопроводов в соответствии с СНиП 2.05.06-85;

· оценка изменений проектного положения трубопроводов, исходя из анализа результатов геодезических измерений;

· оценка влияния отклонений от проектного положения участков трубопроводов на напряженно-деформированное состояние (НДС) этих участков;

· измерения механических напряжений в металле труб в характерных точках трубопровода;

· оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов на основе расчета методом конечных элементов (МКЭ), анализа данных геодезической съемки и результатов измерений механических напряжений в характерных точках;

· оценка возможности нормальной эксплуатации НПС в связи с изменениями проектного положения и реальным НДС трубопроводов;

· разработка ремонтно-восстановительных мероприятий.

Для решения этих задач проводятся следующие работы:

· анализ материалов геодезической съемки, приведенных в "Паспортах технического состояния технологических трубопроводов" с целью выявления высотного положения трубопроводов;

· уточнение геометрических размеров элементов трубопроводов;

· визуальный контроль трубопроводных обвязок;

· прямые измерения напряженного состояния труб прибором: Остаточная толщина стенки УТ-93П;

Контроль качества сварного шва УД2-12;

Контроль физико-механических характеристик металла Твердометр 54-359М;

·

· измерения толщины стенки трубы на прямолинейных участках во всех контрольных точках;

· расчеты статического напряженно-деформированного состояния трубопроводной системы методом конечных элементов.

· В соответствии с методикой работа включает в себя следующие этапы:

· расчет допустимых уровней напряжений для данных трубопроводов;

· анализ результатов геодезической съемки и определение возможных кинематических нагрузок;

· проведение прямых измерений напряжений;

· оценка напряженно-деформированного состояния трубопроводов;

· разработка рекомендаций.

5. Нагрузки и воздействия в трубопроводе

Внутренние усилия в трубопроводах появляются от внешних и внутренних нагрузок. Эти нагрузки изменяются в зависимости от характеристик окружающей среды, параметров перекачиваемого продукта и т. д. Для технологической части трубопроводов основными являются из нагрузок - внутреннее давление, давление грунта, собственный вес труб и продукта, а из воздействий - изменение температуры, просадка и пучение грунта, давление оползающих грунтов.

В соответствии с принятой методикой расчёта прочности по предельным состояниям различают расчётные и нормативные нагрузки. Под нормативными понимают нагрузки , устанавливаемые нормативными документами и определяемые на основании статистического анализа при нормальной эксплуатации сооружения. Расчётной называют нагрузку, учитывающую возможное отклонение от нормативной: , где n - коэффициент надёжности по нагрузке. Коэффициенты надёжности n для различных видов нагрузки и воздействий регламентируются СНиП 2.05.06-85.

Все нагрузки и воздействия на магистральный нефтепровод подразделяются на постоянные и временные, которые, в свою очередь, подразделяются на длительные, кратковременные и особые.

6. Постоянные нагрузки

К постоянным нагрузкам и воздействиям относят те, которые действуют в течение всего срока строительства и эксплуатации трубопровода:

1. Собственный вес трубопровода, учитываемый в расчетах как вес единицы длины трубопровода

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,1); Dср - средний диаметр трубопровода, м; - толщина стенки труб, м; ст - удельный вес стали, Н/м3.

2. Вес изоляционного покрытия и различных устройств, которые могут быть на трубопроводе. Для надземных трубопроводов ориентировочно можно принимать равным, примерно, 10% от собственного веса трубы. Точнее вес изоляционного покрытия определяют по формуле

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,1); из - удельный вес материала изоляции, Н/м3; Dиз и Dн - соответственно диаметр изолированного трубопровода и его наружный диаметр, м.

3. Давление грунта на единицу длины трубопровода. Для практических расчётов можно определять по формуле

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,2); гр - удельный вес грунта, Н/м3; hср - средняя глубина заложения оси трубопровода, м; Dиз - диаметр изолированного трубопровода, м.

4. Гидростатическое давление воды на единицу длины трубопровода, определяемое весом столба жидкости над подводным трубопроводом

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,0); в - удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3; h - высота столба воды над рассматриваемой точкой, м; Dф - диаметр изолированного и футерованного трубопровода, м.

5. Выталкивающая сила воды, приходящаяся на единицу длины полностью погруженного в воду трубопровода

где Dф - наружный диаметр трубы с учётом изоляционного покрытия и футеровки, м; в - удельный вес воды с учётом засоленности и наличия взвешенных частиц, Н/м3.

6. Воздействие предварительного напряжения, создаваемое за счёт упругого изгиба при поворотах оси трубопровода

где - максимальное продольное напряжение в стенках трубы, обусловленное изгибом трубопровода, МПа; Е - модуль упругости (Е = 206000 МПа); Dн - наружный диаметр трубопровода, м; - радиус изгиба оси трубопровода, м.

7. Длительные временные нагрузки

К длительным временным нагрузкам относятся следующие:

1. Внутреннее давление, которое устанавливается проектом. Внутреннее давление создаёт в стенках трубопровода кольцевые и продольные напряжения. Кольцевые напряжения определяют по формуле

где n - коэффициент перегрузки по внутреннему давлению (n = 1,1; 1,15); Р - нормативное значение внутреннего давления, МПа; Dвн - внутренний диаметр трубы, м; - толщина стенки трубы, м.

Продольные напряжения в стенке трубы от внутреннего давления определяются по формуле

где - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона). Для сталей , т.е. среднее значение .

2. Вес перекачиваемого продукта на единицу длины трубопровода определяют по формуле

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1); Dвн - внутренний диаметр трубы, м.

3. Температурные воздействия, которые при невозможности деформаций вызывают в стенках трубопровода продольные напряжения



где - коэффициент линейного расширения ( = 12·106 1/град); Е - модуль упругости, МПа; , здесь t0 - максимально или минимально возможная температура стенок трубы при эксплуатации; tф - наименьшая или наибольшая температура, при которой фиксируется расчётная схема трубопровода (укладка трубы в траншею или на опоры).

8. Кратковременные нагрузки

К кратковременным нагрузкам и воздействиям на трубопровод относят следующие:

1. Снеговая нагрузка, приходящаяся на единицу длины трубопровода

где n - коэффициент надёжности по нагрузке (n = 1,4); - коэффициент перехода от веса снегового покрова земли к снеговой нагрузке на трубопровод ( = 0,4); S0 - нормативное значение веса снегового покрова на 1 м2 горизонтальной поверхности земли; Dиз - диаметр изолированного трубопровода, м.

2. Нагрузка от обледенения наземного трубопровода, приходящаяся на единицу длины трубопровода

где n = 1,3; в - толщина слоя гололеда, принимаемая в соответствии со СНиП 2.01.07-85, мм; Dиз - диаметр изолированного трубопровода, см.

3. Ветровая нагрузка на единицу длины трубопровода, перпендикулярная его осевой вертикальной плоскости

где n = 1,2; 0 - нормативное значение ветрового давления, определяемое в соответствии со СНиП 2.01.07-85, Н/м2; k - коэффициент учитывающий изменение ветрового давления по высоте и тип местности, определяется в соответствии со СНиП 2.01.07-85; с - аэродинамический коэффициент (с = 0,5).

Особыми нагрузками и воздействиями на магистральные трубопроводы принято называть те, которые возникают в результате селевых потоков, деформаций земной поверхности в карстовых районах и районах подземных выработок, а также деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры. Эти нагрузки должны определяться на основании данных анализа грунтовых условий и их возможного изменения в процессе строительства и эксплуатации трубопровода.

Также напряженно-деформированное состояние изменяется под действием гидродинамических возмущений (гидроудары).

9. Актуальные методы оценки состояния технологических трубопроводов по результатам диагностики

Актуальность проблемы. Оценка состояния трубопроводов, анализ безопасности их эксплуатации и ранжирование участков трубопроводов по срокам ремонта является важной и актуальной задачей для компаний газовой и нефтяной промышленности. Насущность решения данной проблемы на современном этапе, помимо социальных и экологических факторов, обусловлена большой стоимостью замены или ремонта трубопроводов. Тотальное обновление трубопроводной системы практически не реальная задача для любой крупной газовой или нефтяной компании. Ранжирование участков трубопроводов по срокам их замены или ремонта позволяет спланировать затраты компании, делает их сбалансированными и обоснованными.

Организации, создающие и эксплуатирующие трубопроводный транспорт, постоянно совершенствуют методики, позволяющие оценить ресурс и надежность трубопроводов .

Исходные данные для оценки состояния трубопровода определяются в результате: внешней и внутритрубной диагностики; сбора информации о параметрах транспортируемой среды, полученных с помощью интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ) на уровне нефтеперекачивающей станции, линейной производственно -диспетчерской станции (ЛПДС) или нефтетранспортного предприятия в целом; металлографических исследований; анализа картографического материала и проектно-строительной документации.

Внешняя диагностика трубопроводов, в частности, позволяет оценить смещения труб от проектного расположения в результате естественной подвижки грунтов и тепловых деформаций трубопроводов.

Внутритрубная диагностика осуществляется с помощью специальных магнитных или акустических внутритрубных снарядов-дефектоскопов. Применение современных численных методов позволяет существенно повысить качество внутритрубной диагностики и улучшить конструкцию снарядов-дефектоскопов.

Так, например, магнитная дефектоскопия основана на различии параметров магнитного поля в средах с разными магнитными характеристиками. Оценка параметров магнитного поля, создаваемого в трубе при внутритрубной инспекции (с помощью снаряда-дефектоскопа), позволяет на стадии разработки дефектоскопа качественно спроектировать его магнитную систему. Численный трехмерный анализ изменения параметров магнитного поля в зоне различных по конфигурации и типу дефектов дает возможность построения эффективных алгоритмов идентификации дефектов по магнитограммам.

Рис.9. Распределение индукции магнитного поля В[Тл] в магнитной системе дефектоскопа и трубе

Параметры магнитного поля, создаваемого магнитной системой дефектоскопа, могут быть вычислены в результате решения уравнений Максвелла в трехмерной постановке при соответствующих краевых условиях. Задачу можно решить методом конечных элементов (МКЭ), реализованным в программном комплексе ANSYS. На рис.1 представлено распределение индукции магнитного поля в магнитной системе дефектоскопа и трубе, полученное в результате численного анализа системы с помощью программного комплекса ANSYS.

По данным внутритрубной диагностики участка трубопровода определяется геометрический профиль стенки трубы. Геометрический профиль стенки трубы даёт информацию о расположении дефектов стенок эрозионного, коррозионного, механического, технологического происхождения.

Параметры транспортируемой среды и прилегающих к трубопроводам объектов, помимо оптимального управления транспортом нефти, необходимы для прогнозирования аварийных ситуаций, анализа их причин и последствий. К этим данным относятся давление, температура и/или расход транспортируемой среды, температура прилегающего к трубе грунта или атмосферы и т.д. Эти параметры, например, можно получить с помощью ИАСУ, функционирующей в рамках нефтетранспортного предприятия.

Прочностной анализ производится на основе расчетов напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопроводов с помощью МКЭ. Он применим для оценки прочности нефтепроводов, водопроводов и т.д. Прочностной анализ включает в себя основные этапы:

· расчеты напряженно-деформированного состояния (НДС) участков трубопроводов по балочным конечно-элементным моделям с учетом всех силовых факторов, действующих на трубопровод в процессе эксплуатации;

· выявление наиболее нагруженных участков трубопроводной конструкции;

· определение сил и моментов, действующих на границах участков;

· ранжирование опасных участков трубопровода на основе: их НДС; расположения дефектов стенок труб; близости к населенным пунктам и промышленным объектам (с учетом размеров зон поражения при аварии);

· уточненный расчет НДС опасных участков с использованием оболочечных (рис.13) и объёмных (рис.14) конечно-элементных моделей;



Рис. 10. Оболочечная модель трубопровода с эрозионным дефектом

Рис. 11. Эквивалентные напряжения на участке трубопровода с эрозионным дефектом

· анализ несущей способности опасных участков трубопровода на основе критериев теории прочности и разрушения.

При прочностном расчете учитываются следующие нагрузки на трубопровод: избыточное внутреннее давление; термодеформации; распределенные и сосредоточенные силы от воздействия грунта; статические и динамические нагрузки от наземных источников; начальные напряжения при сварке швов трубопровода; остаточные напряжения упруго-изогнутых труб; ветровые нагрузки для надземных трубопроводов; нагрузки от внешнего давления воды для подводных трубопроводов; нагрузки, возникающие при переходах над карстовыми провалами; нагрузки, связанные с рельефом речного или морского дна на подводном переходе, и др.

Рис.12 Модель участка трубы с коррозионной каверной

Рис.13. Эквивалентные напряжения на участке трубы с вмятиной

Расчет НДС трубопроводов проводится МКЭ, реализованном в программном комплексе ANSYS. При расчетах моделируется рост коррозионных и эрозионных дефектов с течением времени. Эрозия моделируется утоншением стенки с течением времени с учетом многофазной гидродинамики течения продуктов и сопутствующих абразивных примесей по трубопроводу. Коррозия имитируется углублением каверны с течением времени по экспериментально-расчетным данным о процессах коррозии, полученным в ИФХ РАН.

Оценка состояния трубопровода с точки зрения прочности производится по следующим критериям: по запасам прочности (согласно нормативной документации); по несущей способности (согласно нормативной документации); по моделям упруго-пластического или хрупкого разрушения (с помощью программного комплекса LS-DYNA3D); по экспериментальным данным полученным на макро- и микрообразцах.

Заключение

Появлению любой трещины, а также ее развитию предше- ствует накопление в материале рассеянной поврежденности. Наибольшая интенсивность накопления рассеянной повреж- денности металла конструкции регистрируется в зоне кон- центрации напряжений. Поврежденность может быть пред- ставлена в виде любого несовершенства строения металла, дефекта, инородного включения или нарушения сплошности в контролируемом объеме. Из концептуальных положений механики разрушения известно, что для страгивания и разви- тия любого дефекта в его вершине должно реализовываться определенное напряженно-деформированное состояние. По- следнее будет контролироваться накоплением поврежденно- сти в этой области. Отсюда в зависимости от того, какие задачи поставлены при изучении разрушения и в каких объ- емах оно рассматривается, его можно рассматривать как на- рушение сплошности в пределах микрообъемов сопостави- мых с элементами структуры, либо как нарушение сплошно- сти тела в механике сплошной среды.

При прогибах трубопровода, соизмеримых с радиусом трубы, действующие на трубопровод нагрузки перераспределяются в зависимости от его деформации, которая сама является неизвестной. Это делает задачу неразрешимой в линейной постановке. Линейная постановка задачи также не позволяет исследовать напряженно-деформированное состояние (НДС) трубопровода, составленного из прямолинейных труб и кривых вставок, поскольку напряжения от продольных усилий будут непостоянными для отдельных участков такого трубопровода, эксплуатируемого в нестандартных условиях. Если прогибы трубопровода соизмеримы с толщиной стенки трубы, то линейная постановка задачи дает удовлетворительные результаты. При величине прогибов порядка радиуса трубы и в случае, когда квадраты углов поворота продольной оси трубопровода соизмеримы с его деформацией растяжения-сжатия, для получения результатов расчета, адекватно описывающих реальную физическую картину явления, необходимо решить задачу в геометрически нелинейной постановке.

Список литературы

Литвин И.Е., Аликин В.Н. Оценка показателей надежности магистральных трубопроводов. -М.: ООО "Недра-Бизнесценгр", 2003.

Ланчаков Г.А., Зорин Е.Е., Пашков, Ю.И., Степаненко А.И. Работоспособность трубопроводов: в 3-х ч. 2001.

РД 153-39.4-067-04

Стрелецкий Н. С. К вопросу развития методики расчета по предельным состояниям. - М.: Стройиздат, 1971. - 189 с. - Рус.

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

Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. - Л.: Недра, 1985.

А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров и др. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. - М.: Недра. 2001.

Размещено на Allbest.ru