CC BY
63
УДК 622.692.4.01:539.4 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2019-10304
ОЦЕНКА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ НАДЗЕМНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ В ЗОНЕ ИХ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ С ОПОРНЫМИ КОНСТРУКЦИЯМИ В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ
ASSESSMENT OF THE STRESS-STRAIN STATE OF ABOVE-GROUND OIL PIPELINES IN THE AREA OF THEIR INTERACTION WITH SUPPORTING STRUCTURES IN PERMAFROST SOILS
Т.Р. Мустафин, А.О. Кудрявцев
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия E-mail: st.kafedra@mail.ru E-mail: alexander-k12@mail.ru
Резюме: В работе рассматриваются исследования по изучению напряженно-деформированного состояния стальных трубопроводов на опорах при надземной схеме прокладки в условиях многолетнемерзлых грунтов. На основании конечно-элементной модели были сделаны соответствующие выводы по распределению возникающих эквивалентных напряжений.
Ключевые слова: трубопровод, актуальность, анализ, нормативно-техническая документация, эксперимент, прочностные характеристики, исследование, напряженно-деформированное состояние, модель, конечно-элементный анализ, многолетнемерзлый грунт.
Для цитирования: Мустафин Т.Р., Кудрявцев А.О. Оценка напряженно-деформированного состояния надземных нефтепроводов в зоне их взаимодействия с опорными конструкциями в условиях многолетнемерзлых грунтов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 3. С. 20-23.
DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10304
Timur R. Mustafin, Alexander O. Kudryavtsev
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia E-mail: st.kafedra@mail.ru E-mail: alexander-k12@mail.ru
Abstract: In the work researches on studying the stress-strain state of steel pipelines on supports at the above-ground scheme of a lining in conditions of permafrost soils are considered. On the basis of the finite element model the corresponding conclusions on distribution of arising equivalent stresses were made.
Keywords: pipeline, relevance, analysis, normative and technical documentation, experi-ment, strength characteristics, research, stress-strain state, model, finite element analysis, permafrost soil.
For citation: Mustafin T.R., Kudryavtsev A.O. ASSESSMENT OF THE STRESS-STRAIN STATE OF ABOVE-GROUND OIL PIPELINES IN THE AREA OF THEIR INTERACTION WITH SUPPORTING STRUCTURES IN PERMAFROST SOILS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2019, no. 3, pp. 20-23.
DOI: 10.24411/0131-4270-2019-10304
Истощение существующих месторождений способствует необходимости осваивания районов Заполярья, которые имеют свои климатические и геологические особенности. Это требует разработки и применения новых инновационных технических решений в условиях Крайнего Севера [1]. Для надежной эксплуатации нефтепровода при надземной прокладке необходимо учесть все факторы, влияющие как на опорные конструкции, так и на сам трубопровод. Без применения современных комплексных расчетных программ это становится трудно или практически невозможно. Данная статья посвящена именно этой актуальной проблеме.
Цель работы - оценка напряженно-деформированного состояния надземных нефтепроводов в зоне их взаимодействия с опорными конструкциями.
Для достижения поставленной цели были поставлены следующие задачи:
- произвести прочностной и геометрический расчет надземного трубопровода;
- разработать в программном комплексе ANSYS конечно-элементную модель «нефтепровод-опоры»;
- произвести численный эксперимент по определению напряженно-деформированного состояния (НДС) нефтепровода по его длине, в том числе в зоне контакта с опорными конструкциями;
- оценить влияния высотного положения опор на изменение НДС нефтепровода.
Был проведен прочностной и геометрический расчет надземного трубопровода согласно [2]. В качестве исходных данных были приняты трубы, выполненные из стали повышенной прочности К56 (предел текучести ст02 = 410 МПа, предел прочности <вр = 550 МПа), с наружным диаметром D = 1020 мм и толщиной стенки 5 = 18 мм. Рабочее давление при перекачивании нефти принимается равным 7 МПа.
После произведенных расчетов надземного трубопровода было выяснено, что расстояние между соседними опорами необходимо принять равным 40 м.
В работе проводилось исследование НДС конструкции «нефтепровод-опоры». Расчетная схема содержит пять неподвижных опор с пролетом между ними, равным 40 м. Для упрощения модели вместо грунта принималось, что
конструкция остается в одном положении и сваи не проваливаются в грунт.
С помощью операций, находящихся в комплексной программе ANSYS 17.1, строим конструкцию «неподвижная опора». Для задания неподвижной опоры выбираем между плитой и опирающимся на нее ригелем вид контакта Bounded. Таким образом, получаем неподвижную опору (рис. 1).
Для решения поставленной задачи необходимо задать на смоделированную конструкцию нагрузки. Для опоры необходимо задать только снеговую нагрузку, нагрузку от обледенения и ветровую нагрузку, а для трубопровода задается еще внутреннее давление, нагрузка от перекачиваемой среды. Результаты расчетов приведены в табл. 1.
Для проведения численного эксперимента была создана твердотельная модель заданного трубопровода с изменяющимися параметрами. Изменяющимся параметром в данном случае была длина пролета между опорами. После чего созданы их конечно-элементные сеточные модели, заданы физико-механические свойства опоры и трубопровода, заданы условия фиксации и внутреннее давление, равное 7 МПа. Модель трубопровода для проведения численного эксперимента в системе ANSYS представлена на рис. 2.
Механическое нагружение деформируемых тел в большинстве случаев является результатом взаимодействия двух и более контактирующих объектов. Именно в зоне контакта чаще всего условия нагружения наиболее жесткие, а процессы повреждения начинаются с поверхности. Основной причиной их образования признана усталость металла трубы вследствие высокого уровня напряжений от неблагоприятного сочетания статических растягивающих нагрузок и динамической составляющей ветровой нагрузки [3].
В разработанной модели, последовательно задаваясь различными длинами пролетов между опорами, авторы проанализировали изменения эквивалентных напряжений по длине нефтепровода, в том числе в середине пролета между опорами, а также в зоне контакта трубопровода с обоймой, где образуются максимальные напряжения. Эпюры эквивалентных напряжений, полученные в процессе проведения численных экспериментов при длине пролета 40 м, представлены на рис. 3.
Результаты расчетов максимальных эквивалентных напряжений в середине пролета между опорами при изменяющейся длине пролета приведены в табл. 2.
После получения данных было установлено, что максимальные эквивалентные напряжения образуются на нижней образующей трубы около зоны контакта с краем обоймы. На рис. 4 и 5 представлены диаграммы изменений эквивалентных напряжений в трубопроводе в зависимости от длины пролета.
После получения данных НДС конструкции необходимо оценить выполнение условий прочности. Оценка допустимости полученного НДС проводилась в соответствии с требованиями отдельно для каждого элемента конструкции [4]. С учетом коэффициента надежности по материалу максимальные эквивалентные напряжения не должны превышать 373,7 МПа.
Максимальное расстояние между опорами, при котором не превышается предел текучести материала,
I Рис. 1. Модель «неподвижная опора»
Таблица 1
Нагрузки и воздействия
Параметр
Собственный вес трубопровода Вес перекачиваемого продукта Снеговая нагрузка Нагрузка от обледенения Ветровая нагрузка
Значение, Н/м
5379,29 6714,16 1827,28 2,475 241,92
Рис. 2. Расчетная модель «трубопровод - опоры»
I
Рис. 3. Эпюры эквивалентных напряжений модели «трубопровод - опоры»
Таблица 2
Значение эквивалентных напряжений в трубопроводе
I
Максимальное Напряжение в
Длина пролета, м напряжение в середине пролета, ТО С ^
конструкции, МПа МПа ск
31 331,5 220,9 <Г N
34 344,4 228,4 я
37 358,2 235,0 <г -О 1— ^
40 370,6 242,1 с; я СЕ ^ се
43 388,7 249,8 ^ ГО
46 405,5 257,6
Рис. 4. Зависимость эквивалентных напряжений в середине пролета от длины пролета
260
240 235 230 225 220
31
34
37 40
Длина пролета, м
43
46
Рис. 5. Зависимость максимальных эквивалентных напряжений на нижней образующей трубы около зоны контакта с опорной конструкцией от длины пролета
410 Я 400 5 390 I 380 й 370
I
£ 360 I 350
я
1 340
го
330 320
31
34
37 40
Длина пролета, м
43
46
Рис. 6. Модель для расчета эквивалентных напряжений при изменении высотного положения неподвижной опоры
I
Рис.
372 370 ' 368 366 . 364 362 360 358 356 354
7. Зависимость эквивалентных напряжений от высотного положения неподвижной опоры
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 Величина просадки опоры, м
Таблица 3
Эквивалентные напряжения в неподвижной опоре в зависимости от уровня ее расположения
Величина просадки опоры, м 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2
Эквивалентные напряжения, МПа
370,1
368,6
367,1
365,5 363,9 362,4 360,7
360,9 363,1
365,6
равняется 40 м. При этом пролете максимальные эквивалентные напряжения составляют 370,6 МПа. При расчете по формуле также получилось расстояние между опорами в 40 м. Это свидетельствует о работоспособности и адекватности модели.
Для решения следующей задачи была исследована зависимость эквивалентных напряжений от величины просадки опор [5]. Для того чтобы разгрузить опору, было предложено рассмотреть вариант просадки неподвижной опоры с помощью установки пружинных опор (рис. 6).
Исследование заключалось в просадке центральной неподвижной опоры при отсутствии двух соседних продольно-подвижных опор. На разработанной модели (см. рис. 6), задавалось последовательно понижение уровня опоры с шагом 0,02 м. Результаты испытания показаны в табл. 3.
На графике (рис. 7) видно, что сначала напряжения медленно падают до значения 361,7 МПа, соответствующего величине просадки центральной опоры в 0,15 м. После этого напряжения начинают возрастать. Следовательно, при понижении уровня неподвижной опоры на 0,15 м наблюдаются самые маленькие эквивалентные напряжения.
Однако при анализе перераспределения НДС по телу трубы в зоне контакта с соседней опорой было выявлено возрастание напряжений с увеличением просадки центральной опоры. Это объясняется тем, что при просадке центральной опоры трубопровод начинает провисать и тем самым сильнее давить своим собственным весом на соседние опоры, заставляя трубопровод изгибаться в зоне контакта трубопровода с опорой.
Таблица 4
Эквивалентные напряжения в продольно-подвижной опоре в зависимости от величины просадки неподвижной опоры
Величина просадки опоры, м 0,01 0,02 0,03 0,04 Г0 ,5 0,06 0,07 0,08 0,09 0,1
Эквивалентные напряжения, МПа 350,5 354,6 358,1
На рис. 8 видно, что при просадке неподвижной опоры напряжения в центральной опоре (отмечено пунктирной линией) падают, но также возрастают и в соседних опорах (отмечено сплошной линией). В целом же для уменьшения напряжений и деформаций по телу трубы необходимо уменьшить высотное положение центральной опоры на 0,06 м, при этом изменение напряжений не превышает 1,0%.
Таким образом, сделан вывод, что при просадке центральной неподвижной опоры изменения напряжения невелико. Напряжения в центральной опоре можно понизить всего на 1%, что не сильно скажется на напряженно-деформированном состоянии конструкции.
На основании проведенных исследований были сделаны следующие выводы:
1. Была разработана конечно-элементная модель «трубопровод - опоры» при действии расчетных сочетаний нагрузок в программном комплексе ANSYS 17.1. Расчетами подтверждена ее адекватность.
2. Получено распределение напряженно-деформируемого состояния по телу трубопровода при надземной схеме прокладки нефтепровода на опорах в условиях многолет-немерзлых грунтов.
362,8 366,1 369,5 372,1 376,4 380,2 384,3
Рис. 8. Зависимость эквивалентных напряжений
в неподвижной и продольно-подвижной опоре от высотного положения неподвижной опоры
Величина просадки опоры, м
3. Установлено, что максимальные эквивалентные напряжения создаются в зоне контакта трубопровода с опорной конструкцией.
4. Оценено влияние высотного положения опор на напряженно-деформированное состояние в трубопроводе. Показано, что при понижении высотного положения опоры можно добиться понижения напряжений на значение до 1%.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лисин Ю.В., Сощенко А.Е. и др. Технические решения по способам прокладки нефтепровода Заполярье -НПС «Пурпе» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, 2014. № 1. С. 24-28.
2. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. М.: ФЦС, 2012. 97 с.
3. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. Л.: Недра, 1990. 180 с.
4. СП 16.13330.2017 Стальные конструкции. М.: Минстрой России, 2017. 148 с.
5. Быков Л.И., Автахов З.Ф. Оценка опорных условий на работу балочных трубо-проводных систем // Изв. вузов. Нефть и газ, 2003. № 5. С. 79-85.
REFERENCES
1. Lisin YU.V., Soshchenko A.YE. Technical solutions for the methods of laying the Zapolyarye oil pipeline - Purpe pump station. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2014, no. 1, pp. 24-28 (In Russian).
2. SP 36.13330.2012 Magistral'nyye truboprovody [SP 36.13330.2012 Main pipe-lines]. Moscow, FAU «FTSS» Publ., 2012. 97 p.
3. Kharionovskiy V.V. Povysheniye prochnosti gazoprovodov v slozhnykh usloviyakh [Strengthening gas pipelines in difficult conditions]. Leningrad, Nedra Publ., 1990. 180 p.
4. SP 16.13330.2017Stal'nyye konstruktsii [SP 16.13330.2017 Steel structures]. Moscow, Minstroy Rossii Publ., 2017. 148 p.
5. Bykov L.I., Avtakhov Z.F. Assessment of support conditions for the operation of beam pipeline systems. Izv. Vuzov. Neft igaz, 2003, no. 5, pp. 79-85 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Мустафин Тимур Раилевич, к.т.н., доцент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Кудрявцев Александр Олегович, студент, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Timur R. Mustafin, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Construction and Repair of Oil and Gas Pipelines and Gas and Oil Storage Facilities, Ufa State Petroleum Technological University. Alexander O. Kudryavtsev, Student, Ufa State Petroleum Technological University.
