Систематизация процесса контроля деформаций надземного магистрального нефтепровода Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

- Возможность быстрого снижения скорости привода по условиям регулирования параметра (при использовании блока динамического торможения. Необходимость его установки определяется расчетным путем на основании исходных данных о процессе регулирования или по дополнительному требованию заказчика).

- Аварийное отключение питания кнопками «Аварийное отключение» (кнопки устанавливаются непосредственно на шкафу или дистанционном пульте и, дополнительно, по месту установки машины -пост ПКУ).

Список литературы:

1. Белов М.П. Автоматизированный электропривод типовых производственных механизмов и технологических комплексов: учебник для студ. высш. учеб. заведений / М.П. Белов, В.А. Новиков, Л.Н. Рассудов. - 3-е изд., испр. -М.: Издательский центр «Академия», 2007. - 576 с.

2. Руководство по эксплуатации «Низковольтные комплектные устройства» / Научно-производственное предприятие «УРАЛЭЛЕКТРА». - Екатеринбург, 2010. - 23 с.

3. Руководство по эксплуатации «Система управления электроприводом вентилятора (дымососа) типа ШУВ-ХХХХ» / Научно-производственное предприятие «УРАЛЭЛЕКТРА». - Екатеринбург, 2010. - 23 с.

СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА КОНТРОЛЯ ДЕФОРМАЦИЙ НАДЗЕМНОГО МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

© Смирнов В.В.*, Земенков Ю.Д.*

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Статья посвящена вопросам систематизации процесса контроля деформаций надземного магистрального нефтепровода, происходящих в результате изменений прочностных свойств мерзлого грунта.

Ключевые слова магистральный нефтепровод, многолетнемерзлый грунт, деформация, контроль.

Протяженный надземный магистральный нефтепровод, проложенный в области распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ) является потенциально опасным объектом и нуждается в контроле надежности в пери-

* Ассистент кафедры Транспорта углеводородных ресурсов Института транспорта.

* Заведующий кафедрой Транспорта углеводородных ресурсов Института транспорта, доктор технических наук, профессор.

од эксплуатации. Детерминированный подход к обеспечению надежности должен базироваться на двух составляющих: контроль НДС конструкции, контроль состояния грунта, - в которые входит наблюдение (обследование), анализ и управляющие мероприятия. Указанные виды контроля, в части наблюдений не могут носить случайный или выборочный характер, в то время как управляющие мероприятия должны быть обоснованы для определенных участков трассы. В целом необходимо следовать последним достижениям науки, обеспечивая системность подхода, образующую единую систему геотехнического мониторинга [1]. При этом наиболее актуальным предметом исследований является контроль НДС непосредственно деформированного состояния трубопровода. Значительное разнообразие расчетных программ для анализа НДС и прогнозирования состояния грунта оставляет актуальным для разработки этап оперативного контроля НДС всего трубопровода в балочном приближении, в случае разработки специализированной программы, удобной для инженерного персонала, которая станет эффективным инструментом для анализа НДС до привлечения экспертов к исследованиям на наиболее нагруженных участках. Для выделения участков нуждающихся в применении специализированных мероприятиях должны быть сформулированы однозначные критерии, учитывающие возможность антропогенных или иных не предусмотренных воздействий, приводящих к изменению грунтовых свойств и как следствие подвижек свайного фундамента. Методика контроля должна быть основана на современных нормативных документах и ориентирована на возможность внедрения и практического применения. Необходимой составляющей, в современных условиях и с учетом масштабности эксплуатируемого объекта - магистрального нефтепровода, должна быть возможность планирования наблюдений и мероприятий на возможно больший срок. С соблюдением указанных предпосылок и требований была разработана методика контроля, обеспечивающая возможность систематизации деятельности служб эксплуатирующего предприятия, путем планирования выполнения работ.

Для реализации детерминированного подхода к обеспечению надежности магистрального нефтепровода оценка существующих деформаций должна проводиться на основе сравнения действующих напряжений аэкв с предельными значениями по СНиП.

Параметр аэкв определиться по четвертой (энергетической) теории прочности [2], которая наиболее хорошо совпадает с опытами для пластичных материалов, для сложного напряженного состояния эквивалентное напряжение определяется по формуле (1) [3]:

где сть ст2, аз - напряжения, действующие на элементарных площадках.

Для тонкостенных трубопроводов при давлении транспортируемой среды р < 10 Мпа, т.е. охватывающих наибольший спектр существующих нефтепроводов, одно из главных напряжений равно нулю. Для определения главных напряжений находим значения напряжений по формулам (2-4):

(2)

(3)

(4)

где (гщ - кольцевые напряжения от действующего внутреннего давления, при этом известно, что внутреннее давление вызывает продольные напряжения определяемые с помощью коэффициента Пуассона, данные напряжения учитываются в виде деформаций вызываемых ими, следовательно учтены в виде результирующей продольной силы Ы, действие которой показано в алгоритме;

<пр - продольные напряжения в тк - касательные напряжения от крутящего момента;

С учетом (2-4) формула (1) принимает вид (5):

(5)

Продольное напряжение <пр определяется для крайних волокон сечения трубы с учетом пространственных перемещений по формуле (6):

= = (6)

где < - напряжение от действия продольных сжимающих или растягивающих сил, определится по формуле (7):

Од? =

N

(7)

где А - площадь поперечного сечения трубы.

омшг - напряжение от действия изгибающих сил, определяемое по формуле (8):

"Мизг

М„

IV

где Мизг - изгибающий момент;

Ж - момент сопротивления поперечного сечения трубы.

Касательные напряжения от крутящего момента определятся по форму-

где Мк - крутящий момент;

Жр - полярный момент сопротивления.

Выделим факторы, определяющие напряженно-деформированное состояние надземного нефтепровода. Расчет НДС трубопровода определяется расчетной схемой, выполняемой на основе анализа конструктивных особенностей сооружения, нагрузками и воздействиями учет которых регламентирован в СНиП 2.05.06-85 [4]. В проектном положении трубопровод испытывает растяжение (сжатие) под действием рабочего давления и перепада температур, результатом которого становится деформация на участке компенсатора и повышение напряжения металла труб. При устройстве компенсатора в горизонтальной плоскости, в результате прогиба труб под собственным весом и весом продукта или других деформаций появляется крутящий момент. Основные нагрузки вызваны весом трубопровода, продукта, теплоизоляции - в вертикальной плоскости и ветровая нагрузка в горизонтальной плоскости. В области распространения многолетнемерзлых грунтов возможно появление дополнительной нагрузки на трубопровод через опору, вследствие чего происходит отклонение положения трубопровода от проектного и появление деформаций. Сваи опоры погружены в мерзлую толщу и сезонно-талый слой грунта. Изменение свойств первого, в долгосрочной перспективе, и второго, при ежегодной смене сезонов, может привести к смещению сваи. В летний период при чрезмерном увеличении толщины талого слоя и снижении сцепления грунта со свайным основанием возможна осадка сваи, в зимний период под действием сил морозного пучения возможно ее перемещение вверх. Так как продольно-подвижные опоры магистральных нефтепроводов выполняют, как правило, на ростверке, устанавливаемом на двух сваях, то при неравномерном пучении или осадке свай произойдет смещение опоры не только в вертикальной, но и в горизонтальной плоскости. Таким образом, для расчета напряженно-деформированного состояния магистрального нефтепровода целесообразно учитывать растяжение (сжатие), кручение, поперечный изгиб в вертикальной и горизонтальной плоскостях.

Учет указанных параметров может быть осуществлен в разработанной специализированной программе на основе метода граничных элементов [5]. Программа ориентирована на определенный участок трубопровода и составлена таким образом, чтобы задача оператора была сведена к вводу блока исходных данных. Алгоритм разработки таких программ предложен в [6]. В алгоритме принимается, что неизвестными (блок исходных данных), опре-

ле (9):

(9)

деляющими форму трубопровода и напряжения являются перемещения в области опор.

При осуществлении критериальной оценки предлагается применение комплексных критериев, определение которых основано на анализе двух параметров: динамика роста напряжения металла трубы (Б, %), накопленное напряжение металла на момент измерений предшествующий настоящему (Ып, %). Обоснование критериев приведено в [7]. Параметр Б показывает скорость роста напряжения металла за период между наблюдениями. Ып и Б определяются по формулам (8) и (9) соответственно.

шп • 100% (10)

а

макс

где ат-1 - напряженность металла, определенная по результатам наблюдений предшествующим последним в наиболее опасном сечении; амакс - максимально допустимое значение, рассчитанное по СНиП 2.05.06-85.

Б =

( а. а л

а

• 100% = —-100% - N (11)

где ат - напряженность металла, определенная по результатам последних наблюдений в наиболее опасном сечении.

Из последней приведенной формулы (9) следует, что на текущий момент накопленное напряжение N равно (10):

N = Ип + Д% (12)

После проведения оценки значимости деформаций все данные систематизируются в базе данных. Центральной базой данных о трубопроводе в методике является электронный паспорт магистрального нефтепровода. Электронный паспорт нефтепровода представляет собой автоматизированную систему данных, состоящую из именованных участков трубопроводов, а также проектным положением и типом каждой опоры участка, результатами расчета НДС, указанием уровня значимости деформаций трубопровода. Необходимым требованием к его формированию в настоящее время является соответствие требованиям 0Р-03.100.50-КТН-221-10 [8].

В электронный паспорт помимо вышеуказанных данных вносятся результаты других методов контроля и диагностики, например результаты анализа снарядом внутритрубной диагностики. На основе анализа электронного паспорта принимается решение о контролирующих действиях в области изменения НДС конструкции и управления свойствами грунтов, т.е.

ремонта трубопровода и стабилизации грунтовых свойств. Принятые решения должны содержать необходимый срок исполнения и суть контролирующего действия. В результате получены предпосылки для формирования плана выполнения работ, т.е. систематизации деятельности предприятия.

^ 100 сГ

80 60 40

20

О

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

М,%

Уровень значимости дефориаций: ОД - высокий средний^- низкий

Рис. 1. Область значений N и Б для разных уровней значимости деформаций

Таблица 1

Критерии оценки уровня значимости деформаций трубопровода

Уровень значимости деформаций опоры Частота проведения наблюдений Критерий определения уровня значимости

Низкий 1 раз в год N + 2 • Б < 60% N < 60%

Средний 2 раза в год в период смены сезонов N + 2 • Б < 80% N < 80%

Высокий Более 2 раз в год N + 2 • Б > 80%

Таким образом, осуществление систематизации деятельности предприятия для обеспечения надежности магистрального надземного нефтепровода достигается путем применения методики контроля деформированного состояния, основанной на регулярных измерениях блока исходных данных, программном комплексе расчета, критериальной оценке полученных результатов, учете результатов других видов контроля и диагностики, осуществлению контролирующих мероприятий.

Список литературы:

1. Попов А.П. Управление геотехническими системами газового комплекса в криолитозоне. Прогноз состояния и обеспечение надежности: дисс. ... док. техн. наук. - Тюмень: 2005. - 713 с.

2. Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования: учебное пособие для вузов / Е.А. Богданов. - М.: Высш. шк, 2006. - 279 с.

3. Рудаченко А.В., Саруев А.Л. Исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов. - Томск: Изд-во ТПУ 2011. - 136 с.

4. СНиП 2.05.06-85. Магистральные нефтепроводы. - Введ.1986-01-01. С изм.1987, 1990, 1996 гг. - М.: ВНИИСТМиннефтегазстроя, 1997. - 64 с.

5. Баженов В.А. Численные методы в механике / В.А. Баженов [и др.]. -Одесса: Драфт, 2005. - 564 с.

6. Смирнов В.В. Применение метода граничных элементов для расчета напряженно-деформированного состояния надземных магистральных нефтепроводов, проложенных на многолетнемерзлых грунтах / В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2013. -№ 4. - С. 18-23.

7. Смирнов В.В. Повышение надежности эксплуатации надземных магистральных нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах / В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков // Нефть и газ: Отдельный выпуск Горного информационно-аналитического бюллетеня (научно-технического журнала). - М.: Издательство «Горная книга», 2013. - № ОВ3. - С. 197-208.

8. ОР-03.100.50-КТН-221-10. Порядок ведения паспортов на линейную часть магистральных нефтепроводов. - М., 2010. - 17 с.

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СОСТОЯНИЯ ТВЕРДОСПЛАВНЫХ ТОРЦЕВЫХ ФРЕЗ

НА ОСНОВЕ КОМПЛЕКСНОГО ИЗМЕРЕНИЯ СИЛОВЫХ И ВИБРОАКУСТИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА РЕЗАНИЯ

© Туманов А.А.*

МГТУ «СТАНКИН», г. Москва

Описана методика диагностирования состояния твердосплавных торцевых фрез на основе комплексного измерения силовых и виброакустических параметров процесса резания.

* Младший научный сотрудник кафедры «Высокоэффективные технологии обработки», кандидат технических наук.