Введение
1 Анализ средств и методов оценки напряженно-деформированного состояния участков нефтегазопроводов, сооружаемых и эксплуатируемых в сложных инженерноно-геологических условиях 17
1.1 Ретроспективный анализ причин отказов на магистральных нефтегазопроводах, работающих в осложненных инженерно-геологических условиях 17
1.1.1 Страны Западной Европы и США 17
1.1.2 Страны бывшего СССР 19
1.2 Примеры разрушения трубопроводов, работающих в сложных инженерно-геологических условиях 25
1.3 Анализ средств и методов мониторинга напряженного состояния подземных магистральных нефтегазопроводов 31
1.3.1 Методы оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов по данным мониторинга его пространственного положения (группа 1) 32
1.3.2 Методы оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводовфизическими методами контроля (группа 2) 40
Вывод по главе 1 55
2 Теоретическое обоснование применения волоконно-оптических сенсоров для мониторинга напряженно-деформированного состояния протяженных участков нефтагазопроводов 57
2.1 Разработка аналитической модели и получение расчетных зависимостей для оценки напряженно-деформированного состояния 57
2.2 Теоретическая оценка погрешностей определения продольных механических напряжений в трубопроводе при использовании волоконно-оптических систем контроля напряженно-деформированного состояния 66
2.2.1 Оценка погрешностей определения промежуточных параметров, характеризующих продольные механические напряжения в поперечном сечении трубопровода 69
2.2.2 Влияние погрешностей определения промежуточных параметров на погрешность определения продольных механических напряжений в поперечном сечении трубопровода 72
2.2.3 Оценка погрешностей определения продольных механических напряжений в поперечном сечении трубопровода 74
2.2.4 Примеры расчета погрешностей определения продольных механических напряжений в поперечном сечении трубопровода при разной конфигурации датчиков деформации 78
Выводы по главе 2 81
3 Исследование зависимости сдвига частоты оптического сигнала от механических напряжений на экспериментальном стенде 84
3.1 Конструкция стенда для моделирования сложно напряженного состояния 84
3.2 Выбор приборов и оборудования 85
3.3 Разработка порядка проведения испытания 90
3.4 Шаги нагружения модели трубопровода 91
3.5Проведение эксперимента 92
3.6 Результаты исследований 93
3.7 Расчет напряжений в стенке модели 96
3.8 График изменения частоты сигнала 105
3.9 Корреляционный анализ зависимости f=f() 105
3.10 Регрессионный анализ зависимости f=f() 107
Выводы по главе 3 112
4 Разработка методик пуско-наладки и эксплуатации системы контроля деформаций нефтегазопроводов на основе волоконно-оптических сенсоров 114
4.1 Методика оценки нулевой (начальной) деформации нефтегазопровода для пуско-наладки системы 114
4.1.1 Принципы учета начальной деформации 114
4.1.2 Методика определения радиуса упругого изгиба нефтегазопровода по результатам измерения пространственного положения 116
4.1.3 Методика расчета продольных напряжений в стенке подземного нефтегазопровода 117
4.1.4 Методика измерения продольных напряжений в стенке подземного нефтегазопровода физическими методами 118
4.2 Разработка критериев оценки технического состояния нефтегазопроводов по показаниям волоконно-оптических сенсоров 121
4.2.1 Общие подходы к оценке технического состояния участка нефтегазопроводов 121
4.2.2 Обобщённый критерий работоспособности участка магистрального нефтегазопроводов 122
4.2.3 Критерий фактического и проектного запаса прочности нефтегазопроводов 123
4.2.4 Расчет коэффициентов запаса прочности, соответствующих классу безопасности нефтегазопроводов 125
4.2.5 Критерии принятия решений по результатам сравнения проектных фактических значений запаса прочности нефтегазопровода 126
4.2.6 Цветовая кодировка результатов сравнения нормативных и фактических значений запаса прочности нефтегазопроводов 127
4.2.7 Разработка критерия «нарушение прочности нефтегазопровода» 128
4.2.8 Разработка критерия «потеря местной устойчивости нефтегазопровода» 131
4.2.9 Разработка критерия «потеря общей устойчивости нефтегазопровода» 133
4.2.10 Описание критерия «разрушение сварных швовнефтегазопровода» 136
4.3 Разработка методики действий персонала при мониторинге магистрального нефтегазопроводов 137
4.3.1 Обобщенный алгоритм действий персонала 137
4.3.2 Пошаговый принцип работы алгоритма действий персонала при работе волоконно-оптических сенсоров технического мониторинга 140
4.3.3 Функциональные обязанности и последовательность действий персонала при получении данных от сенсоров трубных деформаций 144
Выводы по главе 4 147
Заключение 149
Список литературы 151
Приложение 168
