ВКР Каксин (1). Исследование зависимости продольного сжимающего усилия от параметров разработанного компенсирующего устройства расчетноэкспериментальным методом

• Название: Исследование зависимости продольного сжимающего усилия от параметров разработанного компенсирующего устройства расчетноэкспериментальным методом
• Дата: 22.08.2022
• Размер: 7.01 Mb.
• Имя файла: ВКР Каксин (1).docx
• Тип: Исследование; #650932
• страница: 1 из 8

Содержание
Введение

1 Анализ условий эксплуатации и способов обеспечения

устойчивости подводных переходов газонефтепроводов

2 Исследование зависимости продольного сжимающего усилия от параметров разработанного компенсирующего устройства расчетно-экспериментальным методом

2.1 Обзор работ, посвященных обеспечению стабилизации положения подводных переходов газонефтепроводов

2.2 Расчет напряженно-деформированного состояния компенсирующего устройства треугольной формы с использованием пакета программ ANSYS 17.0

2.3 Проведение экспериментальных исследований для определения рациональных параметров разработанного компенсирующего устройства

2.3.1 Планирование и моделирование эксперимента

2.3.2 Описание экспериментальных установок

2.3.3 Методика проведения эксперимента

2.3.4 Анализ полученных экспериментальных данных

3 Исследование влияния способов засыпки подводного трубопровода на его проектное положение

3.1 Одна из причин выхода подводного трубопровода из проектного положения на дне подводной траншеи

3.1.1 Экспериментальное определение изменения проектного положения погруженного в воду трубопровода при засыпке его грунтом

3.2 Разработка рациональной схемы и параметров засыпки уложенного в подводную траншею трубопровода

3.2.1 Расчет параметров рациональной схемы засыпки подводного трубопровода закрепляющими грунтовыми перемычками аналитическим методом

3.2.2 Расчет параметров рациональной схемы засыпки подводного трубопровода закрепляющими грунтовыми перемычками с использованием пакета инженерных программ APM WinMachine 9.7

Заключение

Список литературы

Приложения
Введение
Актуальность темы выпускной квалификационной работы обеспечение надежности и безопасности подводных переходов газонефтепроводов, как самых сложных по проектированию и сооружению участков в составе линейной части, находится под особым вниманием и контролем, так как эксплуатируются они в сложных условиях и подвергаются многообразным силовым воздействиям. Следует также отметить, что нефтегазовым компаниям приходится сталкиваться с большими трудностями и затратами при оценке технического состояния, обслуживании и ремонте подводных переходов трубопроводов.

Как известно, подводные трубопроводы проектируются с учетом обеспечения устойчивости положения (против всплытия). При этом нормативно-техническая документация не предусматривает учета продольного усилия при расчете на устойчивость положения. В процессе эксплуатации под действием положительного температурного перепада и внутреннего давления возможны продольно-поперечные перемещения и потеря общей продольной устойчивости трубопроводов. Данная проблема более актуальна для подводных переходов трубопроводов достаточной протяженности в условиях значительных величин положительного температурного перепада и пойменных участков большой протяженности, например, в условиях Севера и Сибири.

Также следует отметить, что в ходе эксплуатации подводных трубопроводов по разным причинам происходит полный или частичный размыв грунта над ним, вызывающий потерю стабилизации положения и приводящий к существенному снижению продольного критического усилия.

Только за последние 10 лет 12 аварийных случаев на нефтепроводах и 46 аварийных случаев на газопроводах произошли на подводных переходах, большая часть которых связана с размывом, провисом, всплытием и разрывом трубопровода, а также браком строительно-монтажных работ.

В связи с этим необходимо не только качественно, но и количественно определить влияние возможного размыва грунта на общую устойчивость в продольном направлении подводных трубопроводов.

Следовательно, необходимо и решение проблем, связанных с потерей проектного положения подводного трубопровода под действием продольного критического сжимающего усилия, путем совершенствования технологий строительства.

Обзор работ, посвященных стабилизации проектного положения

трубопроводов, показывает, что сохранение проектного положения подводного трубопровода напрямую зависит от технологии строительства, что требует детального изучения и разработки путей дальнейшего развития процессов строительства с учетом их несовершенств. В связи с вышесказанным, целью работы является обеспечение стабилизации проектного положения подводных переходов газонефтепроводов путем совершенствования существующих расчетных методик и технологии строительного процесса.

Основные задачи исследования:

1. 
   Установление направлений обеспечения стабилизации проектного положения подводных переходов трубопроводов исходя из условий их проектирования, сооружения и эксплуатации.
   
2. 
   Исследование зависимости продольного сжимающего усилия от параметров компенсирующего устройства треугольной формы расчетно-экспериментальным методом.
   
3. 
   Разработка рациональной схемы и параметров засыпки уложенного в подводную траншею трубопровода.
   

Объектом исследования является стабилизация проектного положения подводных переходов газонефтепроводов на стадиях проектирования и строительства на ЛПУ МГ.

Предметом исследования являются направления обеспечения стабилизации проектного положения подводных переходов трубопроводов исходя из условий их проектирования, сооружения и эксплуатации.

Методы исследования:

Решение поставленных задач осуществлялось теоретическими, расчетными и экспериментальными методами на основе известных в науке положений и подходов: использованием современных методов строительной механики; сертифицированных программных комплексов ANSYS (версии 17.0) и APM WinMachine (версии 9.7), основанных на методе конечных элементов, а также математического программного обеспечения MathCad (версии 15.0); методов планирования эксперимента и методов математической статистики при обработке экспериментальных данных.

Выпускная квалификационная работа состоит из введения, 3 глав, основных выводов, списка литературы и 8 приложений. Работа изложена на 88 страницах машинописного текста, включает 56 иллюстраций и 4 таблицы. Библиографический список включает 28 литературных источников.
1 Анализ условий эксплуатации и способов обеспечения

устойчивости подводных переходов газонефтепроводов
Магистральные трубопроводы являются линейно протяженными

сооружениями, которые прокладывают в разнообразных условиях на пересечениях с многообразными искусственными и естественными препятствиями.

Основные методы прокладки трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, область их применения, а также достоинства и ограничения в применении приведены в таблице 1.1.

Протяженность магистральных газопроводов

ПАО «Газпром» по состоянию на конец 2021 года составила 171,2 тыс. км.

По состоянию на 31.12.2019 г. по данным ПАО «Газпром» газопроводы по сроку службы подразделяются:

- более 30 лет - 46% действующих газопроводов;

- от 21 до 30 лет - 30% действующих газопроводов;

- от 11 до 20 лет - 12% действующих газопроводов;

- 10 лет и менее – 12% действующих газопроводов.

Следствием этого является вынужденная необходимость детального

мониторинга технического состояния линейной части трубопроводов с целью поддержания надежности всей газотранспортной системы на высоком уровне.

По данным о капитальном ремонте газотранспортной системы на территории России за 2017 - 2020 гг. прослеживается уменьшение протяженности трубопроводов, подвергнутых капитальному ремонту:

- за 2017 г. – 2436,6 км;

- за 2018 г. – 2487,3 км;

- за 2019 г. – 1818,8 км;

- за 2020 г. – 1581,2 км.

Таблица 1.1 Область применения методов прокладки трубопроводов через естественные и искусственные препятствия

Метод прокладки перехода трубопровода	Область применения и достоинства метода	Ограничения применения и недостатки метода
Траншейные методы: в грунте, в защитном кожухе, в канале, под защитными плитами, со специальной засыпкой, с бетонным покрытием и др.	Переходы через водоемы, дороги, существующие коммуникации	В ходе строительства нарушается поверхность и грунтовая толща, возникают воздействия на пересекаемый объект
Бестраншейные методы: прокол, продавливание, горизонтальное бурение, микротоннелирование, горизонтально-направленное бурение	Переходы под водоемами, дорогами, зданиями и др. сооружениями, природными объектами, прибрежными участками моря. Методы применяются при необходимости избежать нарушения поверхности в ходе строительства	Ограниченная длина перехода (кроме микротоннелирования). Ограничения, связанные с геологическими условиями
Надземная прокладка (воздушные переходы): самонесущие, на опорах, подвесные переходы и т.п. Прокладка по поверхности в насыпи или в другой защитной оболочке	Переходы через водотоки, дороги, сооружения, овраги, ущелья и др. Методы применяются при устройстве временных переходов, при невозможности или нецелесообразности заглубления (например, переходы через действующие коммуникации, через глубокие и узкие ущелья), при нестабильной поверхности дна, берегов или грунтовой толщи, или при необходимости периодического доступа к переходу в период эксплуатации	Возникает надземное (наземное) сооружение, нуждающееся в обслуживании. Переход подвержен внешним воздействиям
Прокладка по дну водоема (с механической защитой или без нее). Трубопровод в толще воды (на опорах, на поплавках, самонесущий)	Методы применяются при пересечении очень широких водоемов (несколько километров и более), либо для устройства временных (например, военных) переходов, при нестабильной поверхности дна, берегов или грунтовой толщи	Должна быть обеспечена защита перехода от контактов с судами, якорями, рыболовецкими снастями и др., либо глубина должна гарантировать отсутствие таких воздействий

Газотранспортная система ПАО «Газпром» была сформирована в 1970–1980-х годах.

Изначально в нее закладывался значительный запас прочности, а также имели значение работы по реконструкции и техническому перевооружению объектов газотранспортной системы, своевременное проведение ремонтов газопроводов, благодаря чему число отказов, начиная с 2007 года, сократилось более чем в 5 раз. Данные показания по уменьшению аварийности на ГТС, в первую очередь, говорят об использовании прогрессивных методов диагностики газотранспортной системы и планово-предупредительных работах, позволяющие своевременно выявить изношенные участки и устаревшее оборудование.

Из всего состава сооружений линейной части МГ можно выделить подводные переходы через речные преграды как особые объекты контроля, поскольку их эксплуатация и обслуживание происходят в условиях повышенной опасности. Участки подводных переходов существенно отличаются от линейных участков трубопроводов по различным признакам – влиянием на напряженно-деформированное состояние (НДС) стенки трубы, а также результаты таких отличий проявляются и в процессе эксплуатации данного участка трубопровода

В настоящее время система ПАО «Транснефть» эксплуатирует почти 2000 подводных переходов МН, составляющих общую протяженность более 1800 км, из которых 67% переходов проложены траншейным методом через крупнейшие реки России (Кама, Волга, Обь и др.). По данным Ростехнадзора в период с 1999 по 2008 гг. на магистральных нефтепроводах возникли 93 аварийные ситуации, 12 из которых на подводных переходах.

Более подробно условия эксплуатации подводных переходов нефтепроводов изложены в работах [13, 26].

Анализируя и оценивая условия эксплуатации подводных переходов МН, можно заключить, что участки с поворотом трубопровода (изменением направления продольной оси трубопровода) характеризуются высоким уровнем напряженного состояния [23].

Строительство нефтепроводов в настоящее время ведется в основном в Северных районах в зимнее время из-за наличия болот и заболоченных участков значительной протяженности. В связи с этим в трубопроводе при эксплуатации возникают высокие сжимающие усилия от большого температурного перепада, так как значение температуры перекачиваемого продукта может доходить до 80°С в зависимости от его свойств. Под действием сжимающих усилий может произойти потеря общей устойчивости трубопровода в продольном направлении. Наибольший интерес для нас представляют криволинейные участки подводного перехода, на которых возникают наибольшие перемещения трубопровода и напряжения изгиба, вызывающие значительную часть повреждений трубопровода (разрывы стенок труб, образование гофр, отклонение от проектного положения и др.) и приводящие к аварийным ситуациям.

При эксплуатации трубопровод постоянно подвержен нагрузкам и воздействиям различного характера, что существенно влияет на надежность и безопасность трубопровода.

На сегодняшний день более 47% магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» эксплуатируется более 30 лет [1]. Это говорит о том, что нефтепроводы эксплуатируются с плохими механическими свойствами металла.

Следовательно, происходит снижение несущей способности трубопровода и безопасности эксплуатации [28].

Задачи и планы развития ПАО «Транснефть» вплоть до 2025 гг.

представлены в работе [17], где говорится о дальнейшем развитии системы транспортировки нефти за счет новых разработок по обеспечению надежной и безопасной работы нефтепроводов. Дальнейшее развитие и усовершенствование необходимо из-за больших объемов добычи и транспортировки нефти. По прогнозам объем транспортировки нефти к 2025 году составит порядка 496,3 млн. т, а объем добычи нефти к 2020 г. составит 527 млн. т.

Программа по техническому перевооружению, капитальному ремонту и развитию объектов транспорта и хранения нефти, принадлежащих системе ПАО «Транснефть» в период 2011–2017 гг. была разработана и утверждена в ПАО «Транснефть» в 2010 году. В программе рассматривается замена трубопроводов общей протяженностью 6503,6 км [12].

В соответствии разработанной программой и руководящими документами компании в первую очередь замене подлежат переходы через водные преграды и малые водотоки, построенные в период 1960-1970 гг., которые не соответствуют действующим нормативным документам, а также переходы через водные преграды, имеющие отклонение от нормативного состояния.

Анализ российских и зарубежных данных по аварийности объектов

трубопроводного транспорта за период с 1971 по 2009 гг. приведен в статье [20].

Как отмечается в статье, критерии, по которым аварийные события вносятся в статистическую базу, характеристики рассматриваемого объекта, методы формирования базы, и даже характер фиксируемых аварийных событий существенно отличаются за рубежом. Если в России учитываются аварийные утечки нефти более 10 м³, то в США –более 8 м³, а в Канаде –более 1,5 м3. Если сравнивать показатели аварийности на европейских и американских трубопроводах нефти и нефтепродуктов, то они близки, и прослеживается их снижение почти в 5 раз по сравнению с 70-ми годами.

По данным Ростехнадзора, показатели аварийности на трубопроводах России приблизились к показателям США и Европы:

 для нефтепроводов 0,27 аварий в год на 1000 км;

 для нефтепродуктопроводов 0,06 аварий в год на 1000 км;

 для газопроводов 0,13 аварий в год на 1000 км.

Основной причиной аварий на магистральных нефте- и продуктопроводах по данным Ростехнадзора за период с 1996 по 2008 гг. являются внешние воздействия и составляют 63 %. Нагрузки и воздействия, такие как температурный перепад, рабочее давление, продольно усилие, относятся к внешним воздействиям.

В работе [19] показано, что аварии на подводных переходах магистральных трубопроводов наносят значительный ущерб окружающей среде.

Особенности продольных и поперечных перемещений подземных трубопроводов под действием различных нагрузок и воздействий проанализированы во многих работах [16, 22, 23, 26]. Определены закономерности взаимодействия грунта и подземного трубопровода. Даны характеристики различных грунтов, которые учитываются при расчете перемещений трубопроводов в грунте.

В магистральных газо- и нефтепроводах, которые сооружаются на территории Севера и Сибири, действуют высокие продольные сжимающие усилия, которые взаимодействуют с неустойчивым и слабонесущим грунтом, что обычно приводит к росту продольных напряжений, а также вызывает напряжения изгиба из-за перемещения трубопровода. Работа [23] показывает, что на изменения продольных усилий и изгибающих моментов влияют внешние факторы. В ряде случаев, значительный положительный температурный перепад приводит к повреждениям трубопровода [24]. Такие повреждения чаще всего встречаются на участках отклонения продольной оси от прямой, то есть где возможны перемещения подземного трубопровода в продольных и поперечных направлениях под действием продольных сжимающих напряжений. О таких повреждениях могут говорить такие отклонения, как смещение трубы от проектного положения, образование гофр, разрыв стенок трубы в плоскости изгиба, которые показывают преобладающее влиянии напряжений изгиба. Вопросы по обеспечению надежности и безопасности, магистральных нефте- и газопроводов освещены в большом количестве работ [13]. В данных работах обеспечение безопасности МН связано с совершенствованием методов расчета на прочность и устойчивость трубопроводов, где за основу расчета принимаются расчетные схемы и нагрузки на трубопровод, отражающие действительные условия эксплуатации.

Расчеты на прочность сложных участков трубопроводов рассмотрены в работах [4,10,109]. Вопросам обеспечения надежности и безопасности подводных трубопроводов посвящены работы [15,24].