ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ КОНЦЕНТРАЦИИ НАПРЯЖЕНИЙ В СТЕНКЕ РЕЗЕРВУАРА ПРИ ДЕФЕКТАХ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

Вследствие этого у хозяйственных единиц, занимающихся хранением топлива, возникают существенные недостачи.

• Испарение автобензина марки POH-93 (Китай) определяется в Монголии по методикам, разработанным для автобензина Аи-92 (Россия). Высокая испаряемость автобензина РОН-93 не учтена ни методикой 1994г., ни методикой 2006г.

• Действующие нормы расчёта естественной убыли нефтепродуктов в Монголии установлены на основании технологий хранения, свойств и качественного состава автобензина 20-30-летней давности. В данный момент с вводом новых технологий изготовления и хранения, увеличением оборота и запасов нефтепродуктов необходимо повышать точности определения потерь топлива.

• В связи с планами по существенному увеличению экспорта бензина из Китая, а также повышению требований к качеству хранения топлива нефтепродуктотранспортные компании Монголии нуждаются в научно обоснованных современных нормах определения естественной убыли в зависимости от видов современных бензинов их качественного состава в реальных условиях.

Сведения об авторах

Орхон Лувсанжамц, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый универстет, тел.: (3452)201931

Левитин Р. Е., к.т.н., доцент, Тюменский государственный нефтегазовый универстет, тел.:(3452)201931

Земенков Ю. Д., д.т.н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый универстет, тел.: (3452)201931

Orchon Loovsanjamts, post graduate, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)201931

Levititn P. E., Candidate of Technical Sciences, associate professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)201931

Zemenkov Yu. D., Doctor of Technical Sciences, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)201931

УДК 620.193:621.642.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ КОНЦЕНТРАЦИИ НАПРЯЖЕНИЙ В СТЕНКЕ РЕЗЕРВУАРА ПРИ ДЕФЕКТАХ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ

М. А. Тарасенко, П. Ф. Сильницкий, А. А. Тарасенко

(Тюменский государственный нефтегазовый университет)

Ключевые слова: сквозной дефект, резервуар вертикальный стальной (РВС), Keyword: through defect, vertical steel reservoir

Сегодняшнее состояние резервуарных парков РФ характеризуется большим количеством длительно эксплуатирующихся резервуаров. На таких объектах в результате проведенной диагностики выявляется наличие различного рода дефектов. Установлено [1], что наиболее часто встречаются дефекты коррозии, сварки и дефекты геометрической формы. Ранее авторами получены зависимости между геометрией дефектов и координатами их возникновения вдоль конструкции. Коррозионные повреждения чаще всего встречаются в районе 1-го пояса стенки и уторного шва. Анализ показал, что наибольшее количество коррозионных дефектов концентрируется вблизи уторного шва, а на расстоянии 20 см от него почти не встречается, а также оценена вероятность их возникновения. Следует отметить, что данная зависимость имеет высокую достоверность в виду представительности выборки обследованных резервуаров. Обследования были выполнены аттестованными специалистами, поверенным оборудованием, в аккредитованной лаборатории неразрушающего контроля.

Наличие недопустимых дефектов говорит о необходимости безотлагательного проведения ремонтов. Однако бывает так, что упомянутые дефекты коррозии выявляются при частичной диагностике, когда резервуар не выводится из эксплуатации. Осуществление ремонта при этом во многих случаях технологически невозможно ввиду отсутствия свободных ёмкостей в резервуарном парке. В таком случае возникает необходимость определения условий эксплуатации резервуара с момента обнаружения дефекта до возможного момента проведения ремонта. Располагая полученной ранее информацией о месте расположения и

№ 1, 2011

Нефть и газ

55

величине дефектов металлоконструкций в вероятностной постановке, возникла необходимость оценить степень «возмущений», которые вносит наличие дефектов в общую картину напряженно-деформированного состояния резервуара при эксплуатации.

Исследуя влияние таких дефектов, следует представить стенку РВС (резервуара вертикального стального) в виде металлической пластины. Учитывая малую кривизну оболочки, такое допущение не повлияет на точность вычислений. Рассмотрим самый неблагоприятный случай со сквозным повреждением стенки резервуара, принимая во внимание, что стенка резервуара подвержена двухосному напряжению, задача формулируется как расчет напряжений вблизи отверстия в стенке резервуара, подверженной воздействию вертикальной и горизонтальной нагрузки, непрерывно распределенной по её внешнему контуру (рис.1).

Вид А

ам

А Л

1 А /

ак

м

У

I т I

скбозной дефект

2а & ¿а 5в 6а 1а ¿а

I I Г 1

1 I 1

— х

°к

Рис. 1 Схема нагрузок, действующих в I поясе стенки резервуара:

ам — действующие меридианальные напряжения; аК — действующие кольцевые напряжения; а — радиус отверстия; пп — горизонтальный разрез; тт — вертикальный разрез

Подобная задача рассматривалась в трудах С.П. Тимошенко [2,3], однако, граничные условия, введенные автором, не позволяют применить предложенный алгоритм расчета для крупногабаритных резервуаров.

Используя данные технической диагностики резервуаров, входящих в выборку [4], определим среднее значение действующих напряжений в стенке резервуара в пределах 1-го пояса [3], используя формулы (1) и (2):

^-р-(И я - 2) + Ри ]• Я

(1)

где ак - кольцевые напряжения;

0м + Уд <0, + 0у + ) +¥«■ X

' 2• пЯ •г, ;

(2)

где ам - меридиональное напряжение пояса.

По результатам расчета среднее значение действующих напряжений (аэкв) для 10 РВС-20000 при среднем уровне взлива нефти 11,5 м составило 18,1 МПа.

Взяв какую-либо точку в поперечном сечении оси х (см. рис. 1 и рис. 2) на расстоянии г от центра отверстия, найдем из точечной теории [5], что нормальное напряжение в этой точке таково:

а 2 41 (3)

= 712+-+3 -) (3)

где а - суммарные кольцевые и меридианальные напряжения.

Переходя к аналитическому решению поставленной задачи, найдем значения эквивалентных напряжений на некотором расстоянии до центра отверстия (таблица).

Величина эквивалентных напряжений аэкв на расстоянии г от центра отверстия

г 1а 2а 3а 4а 5а 6а

аэкв 3а 1,21875-а 1,07410-а 1,0371-а 1,0224-а 1,0108-а

Используя данные (см.таблицу), построим первую кривую распределения эквивалентных напряжений вблизи отверстия (рис.2).

=

г

56

Нефть и газ

№ 1, 2011

Отметим, что в выборку входят резервуары, выполненные только из стали 09Г2С с пределом прочности <гЪ09Г2С=48МПа. На границе дефекта достигаются максимальные нормальные напряжения (см. табл.1, рис.2, поз.1), равные 3аэке, что превышает значение предела прочности для данной стали.

а. I т

х, им

Рис.2. Диаграмма распределения эквивалентных напряжений вблизи отверстия:

1 — кривая затухания нормальных напряжений для заполненного РВС с уровнем взлива 11,5 м;

2 — кривая затухания нормальных напряжений для заполненного РВС с уровнем взлива 10,5 м; ан' — максимальные нормальные напряжения для заполненного РВС с уровнем взлива 11,5 м;

ан2 — максимальные нормальные напряжения для для заполненного РВС с уровнем взлива 11,5 м; аЪ09Г2С — предел прочности для стали 09Г2С; а„г — значение нормальных напряжений на расстоянии г от центра отверстия; о1экв — эквивалентные напряжения, действующие в стенке резервуара для 1-й диаграммы; а2экв — эквивалентные напряжения, действующие в стенке резервуара для 2-й диаграммы

При этом на границе тт дефекта (см. рис.1) вероятно образование трещины, дальнейшее развитие которой можно спрогнозировать по уравнению Инглиса [2] (4) и из условия роста трещины (5):

°тр =°Н (1 + 2л/(/ / гт); °тр > , (4,5)

где атр - главное напряжение в вершине трещины; I - длина трещины; гш - радиус вершины трещины.

Изменение условия эксплуатации резервуара позволит избежать дальнейшего развития дефекта. Этого можно достичь снижением эксплуатационных нагрузок конструкции, а именно уменьшением уровня взлива, при котором максимальные нормальные напряжения, возникающие на границах сквозного дефекта, будут находиться ниже значения предела прочности стали. Тогда распределение нормальных напряжений, возникающих вблизи сквозного дефекта, будет описываться согласно позиции 2 (см. рис.2). Применительно к представленной выборке, снижение уровня взлива составит 1 м (до 10,5 м).

Исследовав влияние сквозного дефекта 1 пояса стенки резервуара на напряженно-деформированное состояние резервуара, можно сделать следующие выводы:

• концентрация напряжения имеет местный характер и ограничивается непосредственной близостью к границе дефекта;

• значения напряжений, возникающих при наличии сквозного дефекта с учетом эксплуатационных нагрузок, превышают предел прочности стали, в результате чего на границе дефекта может начаться развитие трещины;

• применение описанного алгоритма позволяет описать характер распределения напряжений вблизи сквозного дефекта и обосновать изменения значений эксплуатационных нагрузок в целях повышения безопасности эксплуатации;

• в представленном подходе рассматривается наиболее неблагоприятный случай наличия сквозного дефекта, таким образом, полученные результаты включают запас прочности, что позволяет выбирать условия эксплуатации резервуара на межремонтный период.

Список литературы

1. СНиП 2.01.07-85* Нагрузки и воздействия. - М.: БСТ, 1990. - 14 с.

2. Тимошенко С. П. Сопротивление материалов. Том 1. Элементарная теория и задачи. (2-е изд.) -М.: Наука, 1965. - 403 с.

№ 1, 2011

Нефть и газ

57

3. Тимошенко С. П. Сопротивление материалов. Том 2. Более сложные вопросы теории и задачи. (2-е изд.) - М.: Наука, 1965. - 473 с.

4. Тарасенко М. А., Сильницкий П. Ф., Тарасенко А. А. Анализ результатов дефектоскопии коррозионных повреждений резервуаров // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, 2010, №5.- C. 78-82

5. Тимошенко С. П., Гудьер Дж. Теория упругости. - М.: Наука, 1975. - 220 с.

6. ГОСТ 19281-89*. Прокат из стали повышенной прочности. Общие технические условия / Министерство металлургии СССР. - М: ИПК Издательство стандартов, 2004. - 12 с.

Сведения об авторах

Тарасенко М. А., аспирант, кафедра «Сооружение и ремонт нефтегазовых объектов », Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 41-70-25

Сильницкий П. Ф., аспирант, кафедра «Сооружение и ремонт нефтегазовых объектов », Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: (3452) 41-70-25

Тарасенко А. А., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Детали машин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452) 20-07-90

Tarasenko M. A., postgraduate student, Department «Construction and Maintenance of Petroleum Field Facilities», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 41-70-25

Silnitsky P. F., postgraduate student, Department «Construction and Maintenance of Petroleum Field Facilities», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 41-70-25

Tarasenko A. A. Doctor of Technical Sciences, Head of Department «Machine elements», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 20-07-90

УДК 622.692

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ ОСМОТРА ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ УТЕЧЕК ГАЗА

И. А. Шаммазов

(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

Ключевые слова: утечки газа, магистральные газопроводы, выбор времени, переодичность контроля Keyword: gas leakages, gas-main pipelines, inspection time optimization, monitoring control

При эксплуатации оборудования магистральных газопроводов часто возникают ситуации, когда в результате воздействия ряда причин возникают утечки газа в узлах объектов магистральных газопроводов. В результате происходят нерациональные потери природного газа.

Актуальность сохранения транспортируемого природного газа обусловлена рядом причин, во-первых, транспортируемый природный газ является ценным энергетическим сырьем, во-вторых, метан (СН4), содержащийся в природном газе порядка 98% является парниковым газом, вызывающим потепление климата земли.

Все утечки газа могут быть условно разбиты на три типа: крупные, средние и мелкие

[1].

Крупные утечки связаны с полной разгерметизацией объекта и с большими потерями перекачиваемого газа. Такие утечки можно диагностировать и контролировать почти мгновенно - по резкому падению давления перекачиваемого газа. Поэтому в плане обнаружения такой тип потерь газа не вызывает особых затруднений.

Средние потери газа невозможно обнаружить по резкому снижению давления газа. Однако применение автоматизированных информационно-измерительных систем сбора, контроля и обработки диспетчерской информации после математического анализа временной динамики изменения параметров позволяет выявить утечки газа.

Под мелкими потерями газа будем понимать те утечки, которые, описанными выше способами, выявить невозможно. Их можно обнаружить только при визуальном осмотре оборудования магистральных газопроводов. В некоторых случаях необходим инструментальный контроль утечек газа, в тех случаях, когда утечка имеет место в оборудовании компрессорного цеха (КЦ) из-за шума, создаваемого газоперекачивающими агрегатами (ГПА) и отсутствия у газа специфического запаха выявить утечку без специальных акустических приборов невозможно.

58

Нефть и газ

№ 1, 2011