CC BY
173
УДК 622.692.4
П.В. Бурков, С.П. Буркова, В.Ю. Тимофеев, А.А. Ащеулова, О.В. Клюс
АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ
В настоящее время в Российской Федерации функционируют магистральные нефтепроводы общей протяженностью около 50 тыс.км. Несмотря на то, что проблема их надежности постоянно находится в центре внимания, на трубопроводах России ежегодно происходит более 40 тысяч отказов и аварий, при этом потери составляют более 3% от полного объема добычи нефти и газа. Значительная часть аварий обусловлена воздействием на трубопроводы непроектных нагрузок. В связи с этим при определении технического состояния трубопроводов необходимо контролировать изменение напряженно-деформированного состояния (НДС) в процессе эксплуатации. Одним из основных факторов, определяющих эксплуатационную надежность подземных нефтепроводов, является их взаимодействие с окружающими грунтами.
Воздействие со стороны грунта может быть осуществлено силовым, тепловым, влажностным, химическим, коррозионным, биологическим и другими способами. В свою очередь, нефтепровод влияет на окружающий грунт как через постоянные нагрузки (вес трубы, ее давление на грунт и т.д.), так и временные длительные, обусловленные изменением температуры и давления перекачиваемого продукта по длине трассы [1-3].
Дополнительные нагрузки, действующие в период эксплуатации, приводят к быстрейшей выработке ресурса трубопроводов, и наиболее распространенными и опасными являются так называемые непроектные нагрузки со стороны опорной системы и нагрузки, возникающие от внешних источников (оползни, сезонные подвижки грунта), учесть которые при проектировании невозможно. Выявлять действие непроектных нагрузок возможно на стадии строительства и в период эксплуатации путем измерения и расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода.
Известно, что основные отечественные месторождения нефти расположены в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, поэтому трассы магистральных нефтепроводов на своем пути к потребителю неизбежно должны пересечь зоны вечной мерзлоты. На сегодняшний день изучение и прогнозирование состояния подземных трубопроводов и исследование напряженно-деформированного состояния трубопроводов проложенных в условиях вечной мерзлоты является актуальной научно-практической задачей.
Обычно строительство трубопроводов на мерзлых грунтах осуществляется в период, когда грунт находится в мерзлом состоянии, так как при сезонном оттаивании проезд строительной техники вдоль трассы практически невозможен. Таким
образом, начальное состояние подземного трубопровода определяется положением уложенной в мерзлый грунт трубы, и напряженно-деформированное состояние трубопровода на данный момент должно рассчитываться с учетом физико-механических свойств мерзлого грунта
[3].
С вводом трубопровода в эксплуатацию при температуре транспортируемого продукта выше 0°С происходит оттаивание мерзлого грунта под трубопроводом, причем вследствие изменения физико-механических свойств грунта вдоль трубопровода размер зоны оттаивания при различных сечениях будет разный. Это приводит к изгибам, провисанию отдельных участков, большим пространственным перемещениям (чаще всего с потерей продольной устойчивости), и при определенных условиях трубопровод может разрушиться. Выполнение прочностных расчетов с учетом действительных условий работы трубопровода является одним из основных элементов, обеспечивающих поддержание его высоконадежной работы. В этом случае основной задачей расчета трубопроводов на прочность является определение напряженно-деформированного состояния, обусловленного нагрузками, возникающими от внешних источников [4-6]. Расчет НДС участка подземного трубопровода проводился методом конечных элементов, реализованным в программном комплексе АШУЯ.
Участок трубопровода проходит по территории с наиболее холодной пятидневкой от -46 до -49 °С, поэтому используются трубы в северном исполнении:
- класс прочности - К56;
- диаметр - 820 мм;
- толщина стенки - 14 мм;
- внутреннее давление - 9,2 МПа;
- длина трубопровода - 12 м;
- марка стали - 09Г2ФБ.
В качестве независимых параметров упругих характеристик материала использовали модуль Юнга и коэффициент Пуассона. При определении напряженного состояния участка трубопровода учитываются кольцевые напряжения от внутреннего давления и продольные осевые напряжения от всех нагрузок, возникающих от внешних источников. С использованием ANSYS разрабатывается твердотельная модель, к которой приложены граничные условия и нагрузки в соответствии с исходными данными.
В результате расчетов получены трехмерные картины распределения характеристик НДС наиболее напряженных участков трубопроводной
78 П.В. Бурков, С.П. Буркова, В.Ю. Тимофеев, А.А. Ащеулова, О.В. Клюс
системы с учетом действующих нагрузок (рис.1,
2). ' ' '
Рис. 1. Эпюра максимальных напряжений по критерию Мизеса участка подземного трубопровода, проложенного в зоне вечной мерзлоты
Рис. 2. Эпюра деформаций участка подземного трубопровода, проложенного в зоне вечной мерзлоты
Из представленных эпюр видно что прогиб в месте закрепления трубопроводов отсутствует. По полученным значениям перемещений построен
стенки нефтепровода в этих точках превышают предел текучести материала. Несущая способность трубопровода в точках закрепления будет исчерпана, когда давление в нефтепроводе превысит предельное значение, при котором все поперечное сечение будет охвачено пластической деформацией.
Информация, полученная в результате оценки НДС линейной части магистральных нефтепроводов, позволяет определить участки с предаварий-ной ситуацией (в том числе до появления дефектов) и предпринять все необходимые меры для их устранения, повышая тем самым надежность трубопроводной системы.
Расчеты показывают, что при выпучивании или просадке отдельных участков трубопровода приводят к появлению недопустимых напряжений.
При больших просадках участков трубопровода возникают пластические деформации. Поэтому оценка НДС и определение наиболее нагруженных участков трубопроводов с учетом (статических и динамических) нагрузок, действующих
М 0,1
0,08 0,06
\г(х) 0,04 0,02 0
о 5 10 12
х м
Рис. 3. Нормальный прогиб участка подземного трубопровода, проложенного в зоне вечной мерзлоты х - длина трубопровода, м; W(x) - величина нормального прогиба, м
МПа 12 9
<Я(х)
о2(эс) 6
3 0
0 5 Ю 12
к м
Рис. 4. Распределение продольных и кольцевых напряжений, проложенного в зоне вечной мерзло-тых - длина трубопровода, м; - продольные напряжения, МПа; а2 - кольцевые напряжения, МПа
график нормального прогиба (рис. 3).
Максимальное значение прогиба соответствует удалению от края сопряжения на 5 м. Величина прогиба составляет порядка 61 мм. Для оценки прочности трубопровода построен график изменения продольных и кольцевых напряжений в зависимости от длины участка (рис. 4).
Наибольшее значение продольных напряжений соответствует в точках закрепления, то есть величина продольного напряжения у внутренней
при эксплуатации, является важным фактором в определении условий безопасной эксплуатации трубопровода.
С целью повышения эксплуатационной надежности трубопроводов, а также для оценки технического состояния и прогнозирования долговечности необходимо своевременно проводить техническую диагностику и анализировать НДС, используя метод конечных элементов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Хасанов Р.Р. Расчет напряженно-деформированного состояния тройников штампованных (ТШС) / Нефтегазовое дело - 2010. (http:www/ogbus.ru).
2. Курочкин В.В., Малюшин Н.А., Степанов О.А. Эксплуатационная долговечность нефтепроводов. -М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 231 с.
3. СНиП 2.05.06-85*.
4. Басов К.А. ANSYS в примерах и задачах / Под общ. ред. Д.Г. Красковского. - М.: КомпьютерПресс, 2002. - 224 с.: ил.
5. Безухов Н.И., Лужин О.В. Приложение методов теории упругости и пластичности к решению инженерных задач. - М.: Высшая школа, 1974. - 204 с.
6. Чигарев А.В., КравчукА.С., Смалюк А.Ф. ANSYS для инженеров: Справ. пособие. - М.: Машиностроение^, 2004. - 512 с.
7. Бурков П.В., Буркова С.П., Тимофеев В.Ю., Калмыкова К.ЛИсследование напряженно-деформированного состояния участка магистрального газопровода методом конечных элементов в условиях осадки слабосвязанных грунтов // Вестник КузГТУ,2013, № 4. С. 79-81.
□ Авторы статьи
Бурков Петр Владимирович. докт.техн.наук, проф. . каф. общей электротехники и автоматики (Томский гос. архитектурно-строительный университет). Email: burkovpv@mail.ru
Буркова Светлана Петровна, доцент каф. начертательной геометрии и графики (Национальный исследовательский Томский политехнический университет). Email: burkovasp@tpu.ru.
Тимофеев Вадим Юрьевич, доцент каф. горно-шахтного оборудования (Юргинский технологический институт (филиал) НИ ТПУ, Email: tv-ytitpu@mail.ru
. Ащеулова Алиса Алексеевна. студент гр. 519 (Томский гос. архитектурно-строительный университет), тел. 8 (3822) 652237
Клюс
Олег Владимирович, магистрант Института природных ресурсов, каф. транспорта и хранения нефти и газа НИ ТПУ, г. Томск.
asda@sibmail. com
