CC BY
1DOI: 10.24412/3034-154X-2024-2-18-24 УДК 622.691.4
Святослав Сергеевич Котов - магистрант кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов» ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный
университет»
Россия, г. Тюмень; e-mail: kotov.svyat@mail.ru
Константин Сергеевич Воронин - кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Транспорт углеводородных ресурсов»
ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Россия, г. Тюмень; e-mail: voroninks@tyuiu.ru; SPIN-код: 5599-6148, AuthorlD: 790898
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ ВЛИЯЮЩИХ НА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ НА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ
АННОТАЦИЯ
В данной статье представлен анализ факторов влияющих на напряженно-деформированное состояние трубопроводной обвязки газоперекачивающих агрегатов в процессе эксплуатации. В ходе работы рассмотрены причины возникновения напряжений в металле стенок трубопровода и выдвинуто предположение о возникновения пластических деформаций по причине изменения проектного положения трубопроводной обвязки. Исследование подразумевало мониторинг показателей положения и вибрации трубопровода. В результате работы был проведен анализ полученных данных и определены участки трубопровода с высоким уровнем напряжения.
Ключевые слова: трубопроводная обвязка, технологические трубопроводы, центробежный нагнетатель, компрессорная станция, техническое состояние, напряженно-деформированное состояние.
Svyatoslav Sergeevich Kotov - undergraduate of the Department «Transport of Hydrocarbon Resources» Industrial University of Tyumen Russia, Tyumen; e-mail: kotov.svyat@mail.ru
Konstantin Sergeevich Voronin - Candidate of Technical Sciences, Associate Professor, Associate Professor of the Department
«Transportation of Hydrocarbon Resources» Industrial University of Tyumen
Russia, Tyumen; e-mail: voroninks@tyuiu.ru; SPIN-code: 5599-6148, AuthorlD: 790898
ANALYSIS OF FACTORS AFFECTING THE STRESS-STRAIN STATE OF TECHNOLOGICAL PIPELINES AT A COMPRESSOR STATION
ABSTRACT
This article presents an analysis of the factors influencing the stress-strain state of the pipeline piping of gas compressor units caused during operation. In the course of the work, the reasons for the occurrence of stress in the metal of the pipeline walls were considered and an assumption was made about the occurrence of plastic deformations due to a change in the design position of the pipeline piping. The study involved monitoring indicators of pipeline position and vibration. As a result of the work, an analysis of the obtained data was carried out and sections of the pipeline with a high level of stress were identified.
Keywords: piping, process pipelines, centrifugal blower, compressor station, technical condition, stress-strain state. Для цитирования в научных исследованиях:
Котов С. С., Воронин К. С. Анализ факторов влияющих на напряженно-деформированное состояние технологических трубопроводов на компрессорной станции // Тюменский научный журнал. - 2024. - № 2. - С. 18-24.
По данным федерального правительства [1] наша страна занимает первое место по запасам природного газа. Для его транспортировки внутри страны и за ее пределами сформирована газотранспортная система
протяженностью более 170 км. [2]. Также природный газ относиться к ресурсу первой группы по уровням обеспечения потребности. Это означает, что существующие запасы при любых развитиях экономики удов-
летворят необходимые потребности до 2035 года. Из этого следует, что данная отрасль продолжит и дальше развиваться. Стратегической задачей транспортировки газа потребителю является повышение её надежности и безопасности [3].
В настоящее время большая часть оборудования на КС внутри страны имеет высокий уровень износа и срок службы приближенный к расчетному. В связи с этим большое внимание уделяется вопросу, связанному с повышением надежности такого оборудования и продлением его ресурса. Это поможет не только снизить экономические затраты из-за вынужденных остановок на проведение внеплановых дорогостоящих ремонтов, но и позволит избежать аварий, а вместе с тем экологических катастроф и больших человеческих жертв.
Компрессорная станция представляет собой сложный технологический объект, состоящий из различных систем обеспечивающих ее нормальную работу. Технологические трубопроводы являются одной из таких систем, от которой зависит надежность и эффективность работы всего объекта в целом.
Существует ряд причин, которые приводят к развитию дефектов и тем самым снижению надежности трубопроводной системы. Одной из таких пока мало изученных причин является присутствие пластических деформаций. Так, одним из критериев эксплуатационной надежности трубопроводов является уровень механических напряжений в его стенке [4]. На сегодняшний день нет четко регламентированных методов и единичного критерия для оценки и анализа напряженно-деформированного состояния трубопроводной обвязки центробежного нагнетателя.
При оценке НДС необходимо максимально полно учитывать все факторы, являющиеся причиной тех или иных видов напряжений в металле. На (рис. 1) схематично представлены факторы, воздействующие на техноло-
гический трубопровод и типы напряжения, которые они вызывают. Уровень напряжения постоянно меняется как вдоль трубопровода, так еще и во времени, ввиду наличия повторно-статических и динамических нагрузок.
Чтобы рассчитать уровень напряжений необходимо определить максимальные сжимающие и растягивающие продольные напряжения трубопровода. Для расчета были приняты исходные данные: трубопровод диаметром 720 мм и толщиной стенки 12 мм, марка стали 10Г2ФБЮ, предел прочности аВ - 590 МПа, предел текучести аТ - 470 МПа, рабочее давление 5,5 МПа.
Согласно СП 36.13330.2012 [5] расчетное сопротивление растяжению (сжатию) для надземного трубопровода
(1)
ат * т
R 2 = Т*к'
2
где к2 - коэффициент надежности по материалу, принимаемый по таблице 11 [3]. к2 = 1,15;
т - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1 [5]. Для трубопроводов категории В т = 0,6;
к - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по таблице 11 [5]. Для трубопровода при максимальном давлении 5,4 МПа принимается
к = 1,00.
п ^
Максимальные продольные напряжения в надземном трубопроводе должны удовлетворять условию:
I % I < Ё4 * ^ (2)
где ё4 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях (опр.К > 0) принимаемый равным единице, а при сжимающих (опр.К < 0) -определяемый по формуле:
Ё4 = ^ 1 - 0,75 * (%^)2- 0,5 * ^
(3)
Рисунок 1. Типы, виды и причины возникновения напряжении в ТПО под действием различных факторов
п
где ащ - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления (МПа), определяемые по формуле: пр * D
а = „ Г' (4)
кц 2 * •
н
где п - коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему рабочему давлению в трубопроводе), принимаемый равным 1,1 по таблице 14 [5];
р - рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, (МПа);
D - внутренний диаметр трубы, (см); • - номинальная толщина стенки трубы, (см).
Таблица 1.
Результаты расчётов уровня продольных напряжений
Трубопровод а кц Ё4 а пр
растяжения сжатия
720х12 245,22 175,45 0,08875 245,22 21,76
и внешним - от работающего оборудования, возникает риск резонанса колебаний. Так или иначе, эти факторы значительно повышают уровень нагрузок на трубопровод и как следствие приводят к возникновению дефектов. Анализ факторов возникновения нагрузок и деформаций, способствует проведению более точного анализа напряженно-деформированного состояния.
В ходе данной работы были проведены периодические замеры высотного положения трубопровода и вибрации в характерных точках (рис. 2). При исследовании технологических трубопроводов обвязки ГПА на компрессорной станции были зафиксированы изменения высотных отметок. езультаты замеров представлены в таблице 2. Изменения показателей могут быть связаны с действием разрушающих факторов на трубопровод и опоры. Деформации, вызванные изменением проектного положения опор, могут привести к высокому уровню показателей напряжения.
Данный расчёт проводится при условии, определенного проектного давления и температуры. Но стоит также учитывать, что трубопроводы - одно из немногих сооружений, которые испытывается без полного воспроизведения эксплуатационных нагрузок и более 20 % аварий происходят в первые 5-6 лет [6]. На технологический трубопровод компрессорной станции одновременно воздействует множество нагрузок, которые влияют на напряженно-деформированное состояние. Эти нагрузки могут быть вызваны температурой и давлением перекачиваемой среды, собственным весом, изменением температуры окружающей среды и упругими изгибами. Последние обусловлены сложной схемой технологической обвязки и большим количеством изгибных поворотов. Температура и давление величины не постоянные и зависят от сезона и режима работы. Влияние этих факторов можно предусмотреть на этапе проектирования, больший же интерес вызывают факторы, провоцирующие дополнительные нагрузки в процессе длительной эксплуатации.
Установлено, что в результате длительной эксплуатации происходит снижение сопротивления металла труб хрупкому разрушению. Как показали исследования, с задачами динамической прочности приходится встречаться при расчете трубопровода на живучесть, т. е. сохранении его работоспособности при наличии различных отклонений от проектного положения. Накопление усталостных повреждений приводит к выбросу максимальных динамических напряжений за допустимый уровень и росту трещин до критических размеров [6].
Так, например, изменения положения или разрушение опор приводит к возникновению пластических деформаций и увеличению напряжения в стенках трубопровода. Эти деформации, как правило, имеют циклический характер. Нельзя также оставлять без внимания эффект «неработающих» опор. При данном явлении возникает дополнительное напряжение от весовых нагрузок, а также интенсивные балочные формы колебаний. При этом если принять во внимание действие динамических нагрузок, причиной которых является вибрация, вызванная кинетическим воздействием как внутренним - от пульсации перекачиваемой среды, так
Рисунок 2. Схема ТПО ГПА
На (рис. 3) представлен график изменения высотного положения точек расположенных на трубопроводе линии всасывания. Мы видим изменения положения точек 6 и 7, это говорит о том, что в местах опор линии всасывания возникают высокие напряжения.
Для сравнения можно посмотреть изменения точек на линии нагнетания (рис. 4). На графике видно, что высота точек 9 и 10 остаётся на одном уровне, а точка 8 расположенная перед опорой изменилась.
Высотные отметки точек 3 и 12 линии всасывания и нагнетания соответственно отображены на рисунке 5. Эти точки расположены на опорах. Точка 12 имеет существенные изменения положения в отличие от точки расположенной на линии всасывания.
Проанализируем также изменения высоты точек расположенных в помещении и снаружи (рис. 6). На данном графике видно, что значительным изменениям подверглась точка, расположенная на наружном трубопроводе. Изменения показаний высотных замеров происходят с сентября по ноябрь, это можно связать с климатическими изменениями.
Замеры виброскорости представлены в таблице 3 и на рисунках 7, 8. В первую очередь стоит отметить общую тенденцию результатов, которая заключается в том, что вибрация в точках близких к ГПА выше, чем в отдаленных. Также видно, что виброскорость на линии нагнетания (рис. 8) значительно выше. Значение ви-
Таблица 2.
Высотные отметки технологических трубопроводов ГПА
Точка Дата
28.09.23 21.10.23 20.11.23 21.12.23 31.01.24 20.02.24 20.03.24
7 69,453 69,457 69,457 69,46 69,462 69,463 69,46
6 69,457 69,454 69,454 69,465 69,464 69,465 69,465
5 69,46 69,459 69,459 69,461 69,463 69,462 69,461
3 68,44 68,434 68,434 68,445 68,445 68,443 68,445
1 68,464 68,425 68,425 68,424 68,426 68,462 68,464
8 69,924 69,82 69,81 69,81 69,812 69,811 69,81
9 69,805 69,81 69,81 69,812 69,813 69,812 69,812
10 69,804 69,809 69,809 69,813 69,814 69,813 69,813
12 69,81 68,442 68,442 68,456 68,456 68,454 68,456
14 68,43 68,437 68,437 68,444 68,446 68,441 68,444
Рисунок 3. Изменение высот точек 5, 6, 7
Рисунок 4. Изменение высот точек 8, 9, 10
Рисунок 5. Изменение высот точек 3, 12
Рисунок 6. Изменение высот точек 3, 1
Таблица 3.
езультаты замеров виброскорости ТПО ГПА
1 2 3 4 6 9 11 12 13 14
09.23 гн 3,74 3,64 5,54 4,48 6,62 12,74 11,54 14,61 16,46 15,52
вн 4,08 4,42 5,03 5,03 6,51 12,62 12,02 13,84 14,33 13,71
10.23 гн 4,34 4,95 4,98 5,28 6,98 11,94 11,78 10,52 12,54 14,21
вн 5,58 4,12 5,33 5,33 7,32 11,83 11,62 11,63 12,11 11,42
11.23 гн 4,95 5,36 4,72 5,65 7,77 8,92 10,73 10,44 12,01 11,84
вн 6,01 5,77 5,11 5,73 7,53 9,77 10,22 11,74 10,37 10,84
12.23 гн 4,88 6,12 4,73 5,68 6,13 10,45 10,12 10,91 11,36 11,12
вн 6,15 6,63 5,87 5,82 6,54 10,61 10,23 11,21 9,03 11,72
01.24 гн 4,53 6,83 4,72 4,64 7,05 8,77 10,23 10,11 11,36 11,23
вн 5,41 6,21 5,55 4,52 6,22 9,66 10,35 10,87 9,03 11,51
02.24 гн 4,22 5,42 4,74 4,22 6,33 10,84 10,16 10,52 11,36 11,74
вн 5,14 6,77 5,41 4,35 7,36 10,73 10,45 11,69 9,03 11,33
03.24 гн 4,01 4,34 4,97 4,25 7,61 9,92 9,99 10,42 11,36 11,29
вн 4,98 5,66 4,21 4,31 7,36 9,49 10,25 11,37 9,03 11,42
гн - горизонтальное направление; вн - вертикальное направление
Рисунок 7. Результаты замеров виброскорости на линии всасывания
брации в горизонтальном и вертикальном направлении особого внимания и принятия мер по снижению уровня
имеют одну и туже тенденции. Таким образом, наиболее вибрации.
опасными можно считать участки трубопровода близкие В данной работе были рассмотрены виды напря-
к ГПА и на линии нагнетания. Данные точки требуют жений, действующие на трубопровод и причины их
возникновения. В частности, пластические деформации, которые могут привести к усталостному разрушению стенок трубопровода. Изменения высотного положения трубопроводной обвязки и степень вибрационной нагрузки говорит о напряжённо-деформированном состоянии трубопровода, которое негативно влияет на эксплуатационную надежность. Определены участки наиболее подверженные деформации и высоким уровням напряжения в металле, это линия нагнетания и область вблизи ГПА.
Авторы выражают благодарность за поддержку данного исследования Национальному проекту «Наука и университеты» Министерства науки и высшего образования Российской Федерации, грант номер FEWN-2024-0005.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Постановление РФ от 8 февраля 2022 г. 7 133. Об утверждении Федеральной научно-технической программы в области экологического развития Российской Федерации и климатических изменений на 2021-2030 годы [дата опубликования: 14.02.2022] // Официальный интернет-портал правовой информации : официальный сайт. - URL : http://publication.pravo.gov.ru/ Document/View/0001202202140015 (дата обращения: 10.02.2024).
2. Справочник «Газпром в цифрах 2016-2020». - URL: https://www.gazprom. ru/f/posts/05/1189 74/gazprom-in-figures-2016-2020-ru.pdf (дата обращения: 01.02.2024).
3. Земенков, Ю. Д. Современные проблемы транспорта углеводородных газов: монография /Ю. Д. Земенков, А. Б. Шабров, М. Ю. Земенкова [и др.]. - Тюмень : ТИУ, 2021. - 425 с.
4. Пульников, С. А. Взаимодействие подземных трубопроводов с мерзлыми грунтами : учеб. пособие для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлениям 08.03.01 - Строительство и 21.03.01 -Нефтегазовое дело по курсам «Механика грунтов», «Основания и фундаменты», «Основания и фундаменты в условиях Севера» / С. А. Пульников, Ю. С. Сысоев, Е. В. Марков; М-во образования и науки Российской Федерации, Федеральное гос. бюджетное образовательное
учреждение высш. образования «Тюменский индустри-альныйун-т». - Тюмень : ТИУ, 2016. - 85 с.
5. Магистральные трубопроводы: Актуализированная редакция СНиП2.05.06-85*: СП36.13330.2012:утв. приказом Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству (Госстрой) 25 декабря 2012: введ. в действие 01.07.2013 г. Изменения 7 1, 2, 3, 4 внесены изготовителем базы данных по тексту М.: Стандартинформ, 2019 год; М.: Стандартинформ, 2021; М. : ФГБУ «РСТ», 2022. - URL: https://docs.cntd. ru/document/1200103173 (дата обращения: 01.05.2024).
6. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов в районах Крайнего Севера: учеб. пособие / Т. Т. Кутузова, Ю. Д. Земенков, Е. Л. Чижевская [и др.]; под ред. Ю. Д. Земенкова; ТИУ. - Тюмень : ТИУ, 2023. -118 с.
7. Чижевская, Е. Л. Интеллектуальные графовые системы для решения задач обеспечения эффективности и безопасности процессов транспорта и хранения углеводородов / Е. Л. Чижевская, . Ю. Земенкова, С. Ю. Подорожников, В. . Спасибов, И. В. Серош-танов // Тюменский научный журнал. - 2024. - 7 1. -С. 14-21.
8. Земенкова, М. Ю. Методы снижения технологических и экологических рисков при транспорте и хранении углеводородов / М. Ю. Земенкова. - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2019. - 397 с.
9. Пинигин, Д. А. Оценка и прогнозирование надежности технологических трубопроводов компрессорных станций / Д. А. Пинигин . Ю. Земенкова // Нефтегазовый терминал : материалы еждународной научно-технической конференции, Тюмень, 07-08 ноября 2023 года. - Тюмень : Тюменский индустриальный университет, 2023. - С. 171-175.
10. Николаев, А. К. Экспериментальные исследования определения расхода газа при аварийной утечке на линейном участке газопровода /А. К. Николаев, В. Г. Фетисов, Ю. В. Лыков // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2017. - 7 2 (60). - С. 14-17.
SPISOK ISPOL ZOVANNOJ LITERATURY"
1. Postanovlenie RF ot 8 fevralya 2022 g. 7 133. Ob utverzhdenii Federal'noj nauchno-texnicheskoj programmy' v oblasti e'kologicheskogo razvitiya Rossijskoj Federacii i
klimaticheskix izmenenij na 2021-2030 godys' [data opub-likovaniya: 14.02.2022] // Oficiarnyj internet-portal pra-vovoj informacii: oficial'nyj sajt. - URL : http://publica-tion.pravo.gov.ru/Document/View/0001202202140015 (data obrashheniya: 10.02.2024).
2. Spravochnik «Gazprom v cifrax 2016-2020». - URL: https ://www. gazprom. ru/f/posts/05/1189 74/gazprom-in-figures-2016-2020-ru.pdf (data obrashheniya: 01.02.2024).
3. Zemenkov, Yu. D. Sovremenny'eproblemy"transporta uglevodorodny x gazov : monografiya / Yu. D. Zemenkov, A. B. Shabrov, M. Yu. Zemenkova [i dr.]. - Tyumen" : TIU, 2021. - 425 s.
4. PuFnikov, S.A. Vzaimodejstvie podzemnyx trubopro-vodovsmerzly'migruntami: ucheb. posobie dlyastudentov vy'sshix uchebny'x zavedenij, obuchayushhixsyapo naprav-leniyam 08.03.01 - StroiteVstvo i 21.03.01 - Neftegazovoe delopo kursam «Mexanika gruntov», «Osnovaniya i funda-menty "», «Osnovaniya i fundamenty" v usloviyax Severa» / S. A. Pul "nikov, Yu. S. Sy'soev, E. V. Markov;M-vo obrazovani-yainaukiRossijskojFederacii, FederaFnoegos. byudzhetnoe obrazovateFnoe uchrezhdenie vy'ssh. obrazovaniya «Tyu-menskij industriaVny'j un-t». - Tyumen" : TIU, 2016. - 85 s.
5. MagistraFny'e truboprovody" : Aktualizirovannaya redakciya SNiP 2.05.06-85* : SP 36.13330.2012 : utv. pri-kazom Federal'nogo agentstvapostroitel^stvu izhilishhno-kommunal'nomu xozyajstvu (Gosstroj) 25 dekabrya 2012 : vved. v dejstvie 01.07.2013g.IzmeneniyaN1, 2, 3, 4vneseny" izgotovitelem bazy" danny'x po tekstu M. : Standartinform,
2019 god; M. : Standartinform, 2021; M. : FGBU «RST», 2022. - URL: https://docs.cntd.ru/document/1200103173 (data obrashheniya: 01.05.2024).
6. Proektirovanie i e'kspluataciya gazonefteprovodov v rajonax Krajnego Severa : ucheb. posobie / T. T. Kutu-zova, Yu. D. Zemenkov, E. L. Chizhevskaya [i dr.] ; pod red. Yu. D. Zemenkova ; TIU. - Tyumen ' : TIU, 2023. -118 s.
7. Chizhevskaya, E. L. Intellektual 'ny e grafovy e sistemy ' dlya resheniya zadach obespecheniya efektivnosti i bezo-pasnosti processov transporta i xraneniya uglevodorodov / E. L. Chizhevskaya, M. Yu. Zemenkova, S. Yu. Podorozhnikov, V. M. Spasibov, I. V Seroshtanov // Tyumenskij nauchnyj zhurnal. - 2024. - № 1. - S. 14-21.
8. Zemenkova, M. Yu. Metody' snizheniya texno-logicheskix i e'kologicheskix riskov pri transporte i xranenii uglevodorodov /M. Yu. Zemenkova. - Tyumen ' : Tyumenskij industrially j universitet, 2019. - 397s.
9. Pinigin, D. A. Ocenka i prognozirovanie nadezhnosti texnologicheskix truboprovodov kompressorny x stancij / D. A. Pinigin M. Yu. Zemenkova //Neftegazovyj terminal : materialy ' Mezhdunarodnoj nauchno-texnicheskoj konfer-encii, Tyumen \ 07-08 noyabrya 2023 goda. - Tyumen ' : Tyumenskij industrially j universitet, 2023. - S. 171-175.
10. Nikolaev, A. K. E^ksperimental^ny^e issledovaniya opredeleniya rasxoda gaza pri avarijnoj utechke na line-jnom uchastke gazoprovoda /A. K. Nikolaev, V G. Fetisov, Yu. V Ly 'kov // Truboprovodnyj transport: teoriya i praktika. - 2017. - № 2(60). - S. 14-17.
