Lyapichev_D.M._i_dr._Ocenka_napryazhenno-deformirovannogo_sostoyaniya_truboprovoda
.pdf
M x |
|
E W |
|
|
п.в. п.н. к.в. к.н. ; |
(2.16) |
|||
2 |
|
|
2 |
|
|||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
||
M у |
|
|
E W |
|
|
п.п. п.л. к.п. к.л. ; |
(2.17) |
||
|
2 |
|
|
2 |
|
||||
|
|
1 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
M |
M x2 M y2 , |
(2.18) |
|||
где Мх – изгибающий момент в вертикальной плоскости, Н·м; Мy – изгибающий момент в горизонтальной плоскости, Н·м; М – расчетный изгибающий момент в сечении патрубка, Н·м; W – момент сопротивления изгибу:
W |
D2 |
h |
. |
(2.19) |
4 |
|
|||
|
|
|
|
Для патрубка с тремя розетками изгибающий момент определяется по следующим формулам (2.20) – (2.22):
M x |
|
E W |
|
|
п.л. п.п. 2 п.в. к.л. к.п. 2 к.в. ; |
(2.20) |
||||||
3 |
|
2 |
|
|||||||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
M у |
|
|
|
E W |
|
|
|
|
п.п. п.л. к.п. к.л. ; |
(2.21) |
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|||||
|
|
|
|
|
3 1 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
M |
M x2 M y2 . |
(2.22) |
|||
8. Определяется расчетная величина продольного напряжения, действующего в сечении патрубка измерительного.
Данная величина определяется как максимум модулей суммы и разности напряжений от осевой силы и изгибающего момента:
|
|
T |
|
M |
|
, |
|
T |
|
M |
|
|
(2.23) |
|
|
|
|
||||||||||
пр max |
|
F |
W |
|
|
F |
W |
|
. |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
При этом пр принимается со знаком выбранной величины без модуля.
31
9. Определяется расчетная величина эквивалентного напряжения.
При пр 0 эквивалентное напряжение принимается равным максимуму от продольного и кольцевого напряжения:
э max пр, кц , |
(2.24) |
а при пр 0 вычисляется по формуле:
э |
пр2 |
пр к к2 3 . |
(2.25) |
10. Определяется радиус упругого изгиба в месте установки патрубка измерительного по формуле:
|
E D W |
, |
(2.26) |
|
2 M |
||||
|
|
|
где ρ – радиус изгиба в плоскости действия изгибающего момента М.
Такимобразом, врезультатеобработкиданныхспатрубкаизмерительного могут быть получены:
-компоненты деформаций поверхности трубы в точке установки розеток тензодатчиков;
-расчетные величины кольцевых, продольных и касательных напряжений
всечении патрубка измерительного;
-расчетные величины осевой силы, изгибающего момента, радиуса упругого изгиба трубопровода в месте установки.
Полученные расчетные величины могут быть использованы в качестве критериев оценки технического состояния трубопровода. В настоящее время в качестве основного критерия оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода используется величина эквивалентного напряжения, определяемого по формулам (2.24) и (2.25).
32
3. ПОРЯДОК ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ СЕГМЕНТА ТРУБОПРОВОДА НА СТЕНДЕ
3.1. Подготовка к выполнению измерений
Передиспользованиемстенд необходимо собратьизтранспортировочного положения путём установки и фиксации головки микрометрической часового типа в вертикальном положении и настройки её нуля.
Далее необходимо соединить все кабели с соответствующими разъёмами, включить питание, при этом должен загореться красный индикатор на выключателе питания.
После чего необходимо выждать 5-10 минут для прогрева вторичных преобразователейизапуститьнапредварительноподключенномперсональномкомпьютере программу «SHOW».
При запуске программа потребует ввод номера порта из списка всех установленных в системе (рис. 3.1), если необходимого порта нет, то необходимо нажать кнопку «обновить» после его установки.
Рис.3.1. Диалоговое окно выбора номера порта
Далее программа перейдёт в режим демонстрации измерения микроперемещений. На рисунке 3.2 изображен интерфейс основного рабочего окна демонстрационного стенда.
33
Рис. 3.2 Рабочее окно приложения «SHOW»
На основном рабочем окне приложения (рис. 3.2) расположена кнопка «Zero», устанавливающая начальный разбаланс датчиков. Нажатие на неё может потребоватьсявслучае, если стенднедостаточнопрогретпослевключения, либо если резко изменилась температура стенда. В остальных случаях медленные изменениятемпературы отслеживаются автоматическии нажатие на эту кнопкуне требуется.
3.2. Выполнение измерений
Для изменения напряженно-деформированного состояния сегмента трубы стенда его необходимо нагрузить, для этого достаточно слегка нажать рукой на верхнюю образующую патрубка в непосредственной близости с интеллектуальной вставкой (рис. 3.3).
Перед первым нагружением сегмента трубы необходимо выбрать в верхней строке меню приложения режим «3D Картинка» (рис. 3.4), далее нагрузить патрубок и убедиться в верности фиксации приложением направления приложения нагрузки.
34
Рис.3.3 Места нагружения сегмента трубы
Рис.3.4. Режим «3D Картинка»
Далее необходимо выбрать режим отображения «Система мониторинга» (рис.3.5), гдевтекстовомполе«НДС, МПа» отобразится уровеньэквивалентных напряжений, действующих в контрольном сечении патрубка измерительного.
35
Рис.3.5. Режим «Система мониторинга»
Необходимо выполнить не менее трех нагружений, при этом зафиксировать полученные значения.
3.3. Выполнение расчетной части и оформление результатов
При выполнении работ по оценке напряженно-деформированного состояния в рамках практических занятий для расчетной части необходимо у руководителя получить исходные данные:
-диаметритолщинустенкитрубопровода, атакжесвойстваматериала(коэффициент Пуассона, модуль упругости, предел текучести, предел прочности), категорию трубопровода по СНиП 2.05.06-85* [20];
-паспортные данные патрубка измерительного: вектор начальных (паспортных) значений (10 или 13 значений взависимости отконструкции), коэффициенты преобразования (3 или 4 значения в зависимости от конструкции);
36
- вектор действительных значений, полученных с патрубка измерительного (10 или 13 значений в зависимости от конструкции).
После получения данных необходимо выполнить расчет по методике, изложенной в подразделе 2.3, далее – оценить по СНиП 2.05.06-85* полученные результаты, сопоставив их с предельными значениями.
Требования к содержанию отчета
Отчет о выполненной работе должен содержать:
-титульный лист;
-содержание;
-раздел «Исходные данные»;
-раздел «Расчетная часть»;
-раздел «Экспериментальная часть».
Титульный лист работы должен содержать следующую информацию: Учебное заведение, наименование работы, номер группы, фамилию и ини-
циалы студента, выполнившего работу, год и место выполнения работы.
В разделе «Исходные данные» следует привести все исходные данные, которые были использованы при проведении расчета.
Раздел «Расчетная часть» должен включать в себя пошаговые результаты расчета со всеми необходимыми пояснениями (результаты расчета для каждого шага, единицы измерения и т.п.). Допускается использование автоматизированных программ расчета, при этом к отчету должен быть приложен листинг использованного скрипта/макроса и т.п.
Раздел «Расчетная часть» должен завершаться таблицей с полученными данными, а также выводами о соответствии напряженно-деформированного состояния оцениваемого участка трубопровода требованиям нормативной документации.
Раздел«Экспериментальнаячасть» долженсодержатьописаниевыполненных операций, в том числе описание нагружения, а также таблицу с полученными экспериментальными данными.
37
ЛИТЕРАТУРА
1.Целевая комплексная программа по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО Газпром (до 2000г.) (часть 1) / В.В. Ремизов, С.П. Зарицкий, А.С. Лопатин и др. – М.: ИРЦ Газпром, 1997. –15 с.
2.Формирование единой отраслевой системы диагностического обслуживания (ОСДО) оборудования РАО «Газпром» / В.В. Ремизов, А.Д. Седых, С.П. Зарицкий, А.С. Лопатин, М.А. Броновец // Научно-техн. сборник ИРЦ Газпром, сер. «Диагностика оборудования и трубопроводов». – 1996. – № 4-6. –
С. 7.-22.
3.Диагностическоеобслуживаниемагистральныхгазопроводов/ А.М. Ангалев, Б.Н. Антипов, С.П. Зарицкий, А.С. Лопатин. – М.: МАКС Пресс, 2009. – 112 с.
4.Методы и средства диагностики линейной части магистральных газопроводов: учеб. пособие/ А. С. Лопатин, А. А. Филатов, Н. Х. Халлыев, А. М. Ангалев, И.И. Велиюлин, А. Д. Решетников, под ред. А.С. Лопатина. – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 185 с.
5.Методы и средства неразрушающего контроля оборудования и трубопроводов компрессорных станций / А.М. Ангалев, С.И. Егоров, А.С. Лопатин, Д.М. Ляпичев. – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. – 92 с.
6.Задериголова М.М., Лопатин А.С. Применение радиоволнового метода контроля для обеспечения безопасности газотранспортных систем. – М.: Изд. центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. – 72 с.
7.Ляпичев Д.М., Житомирский Б.Л. Современные подходы к организации мониторинганапряженно-деформированногосостояниятехнологическихтрубо- проводов компрессорных станций // Газовая промышленность. – 2016. – №11. –
С. 46-53.
38
8.Будзуляк Б.В., Лопатин А.С., Ляпичев Д.М. Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов объектов нефтегазового комплекса с применением инновационных технологий// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2019. – № 11(556). – С. 21-26. – DOI: 10.33285/0132-2222-2019-11(556)-21-26
9.Работнов Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела. – М.: Наука, 1988. – 712 с.
10.Анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации системы мониторинга технического состояния зданий, сооружений технологического оборудования и трубопроводов компрессорной станции / Д.М. Ляпичев, М.М. Адмакин, С.В. Романов и др. // Оборудование и технологии для нефтегазового ком-
плекса. – 2019. – №2 (110). – С. 54-58. – DOI: 10.33285/1999-6934-2019-2(110)- 54-58
11.Тензорезистор АА [Эектронный ресурс] – Режим доступа: http://sensor- sms.ru/full-catalogue-2/product/aa (Дата обращения: 19.04.2020).
12.Тензорезисторы [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.155la3.ru/tenzoresistors.htm (Дата обращения: 19.04.2020).
13.Патент на изобретение 2247958 РФ. Способ дистанционного контроля
идиагностики состояния конструкции и инженерных сооружений и устройство для его осуществления / О.Т. Прохожаев, Н.Г. Петров, И.Ф. Егоров и др.; патентообладатель ДАО «Оргэнергогаз». – Заявка 2003108428/28, 28.03.2003; опубл. 10.01.2005, Бюл. № 7. – 10 с.
14.Bukovansky M., Major G. Twenty years of monitoring pipelines in landslides // Landslides – European conference: proceedings of the first European conference on landslides, 2002, Prague. – Lisse, Exton (PA): A.A. Balkema, 2002. Рр. 507– 516.
15.Dewar D., Tong A., McClarty E., Van Boven G., Asme. Technical and operational guidelines when using strain gauges to monitor pipelines in slow moving landslides // Proceedings of the 11th International Pipeline Conference, 2016, Vol 3. ‒ 2017. ‒ 12 р.
39
16.Репин Д.Г. Анализ остаточных напряжений в трубах большого диаметра на стадии проектирования магистральных газопроводов: автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук/ М.: Ин-тмашиноведенияим. А.А. Благонравова РАН, 2009. – 23 с.
17.Антонов А.А. Разработка комплекса технических и методических средств для оценки уровня остаточных напряжений в сварных магистральных трубопроводах методом лазерной интерферометрии: дисс. на соиск. уч. степ. д- ра техн. наук / М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2019. – 377 с.
18.Антонов А.А. Исследование технологических остаточных напряжений
всварных соединениях магистральных трубопроводов // Заготовительные производства в машиностроении. – 2010. – №3. – С.13-18.
19.Расчетно-экспериментальное обоснование эффективности применения систем мониторинга газопроводов для достоверной оценки их технического состояния/ В.И. Бородин, Д.М. Ляпичев, Р.Е. Шепелев, Д.П. Никулина // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2019. – №2 (110). – С. 28-33.
– DOI: 10.33285/1999-6934-2019-2(110)-28-33
20.СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. – М.: ФАУ ФЦС, 2012. – 86 с.
40