автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Разработка метода оценки влияния пожара пролива на технологические трубопроводы

На правах рукоппси

ШЛЙБЛКОВ РУСТЕМ АХТЯМОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ПОЖАРА ПРОЛИВА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Специальность 05.26.03 - «Пожарная и промышленная безопасность» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2009

00347285Б

003472856

Работа выполнена на кафедре «Машины и аппараты химических производств» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Защита состоится 19 июня 2009 года в 15 - 30 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «19» мая 2009 года.

Научный руководитель

кандидат технических наук, доцент Абдрахманов Наиль Хадитович. доктор технических наук, профессор Банков Игорь Равильевич; кандидат технических наук Ягафаров Рустем Равилевич. ООО «Научно-технический центр «Промбезопасность-Оренбург»

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

Ученый секретарь совета

Лягов А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Для транспортировки углеводородного сырья на предприятиях нефтегазовой отрасли используются трубопроводные системы. Принимая во внимание тот факт, что технологические трубопроводы являются транспортерами взрыво- и пожароопасных сред, эксплуатация таких систем несет угрозу безопасному функционированию предприятий. Недостаток свободных оборотных средств не позволяет своевременно обновлять существующие трубопроводные системы, повышая тем самым риск возникновения аварий.

В настоящее время продолжает сохраняться неблагоприятная ситуация, способствующая развитию на технологических трубопроводах инцидентов и аварий. Ввиду обращения на установках большого количества взрыво- и пожароопасных и горючих жидкостей, часто встречаются аварии, сопровождающиеся пожарами.

Наиболее вероятными считаются аварийные ситуации, связанные с разгерметизацией технологических трубопроводов вследствие их коррозионного износа, нарушений нормального технологического режима, недостаточного качества проведенных планово-предупредительных ремонтов и т.д. Так, вследствие коррозион-но-эрозионного износа трубопровода утоняются не только отдельные участки, но и весь трубопровод в целом, при этом наблюдается неравномерный износ по длине трубопровода. При замене таких участков новыми трубами может произойти соединение поверхностей с разной толщиной стенки, что вызывает концентрацию напряжений и, как следствие, может привести к разрушению трубопровода.

Во время пожаров на нефтегазовых предприятиях аппараты и их трубопроводная обвязка подвергаются высоким температурным нагрузкам. При тушении пожара происходит резкое охлаждение некоторых участков трубопроводов, при нахождении остальной части трубопровода под влиянием высокой температуры. Поведение конструкции трубопровода при этом, как правило, неизвестно.

В связи с этим является актуальным всестороннее изучение вопросов определения отбраковочных толщин соединения разнотолщинных участков трубопровода

и влияния опасных факторов пожара пролива на напряженно-деформированное состояние технологического трубопровода.

Цель работы - разработка расчетного метода оценки поведения трубопроводных систем во внештатных ситуациях.

Задачи исследования:

1 Анализ аварийности и состояния трубопроводных систем на действующих предприятиях нефтегазового комплекса России и Республики Башкортостан в частности.

2 Анализ обстоятельств, причин и сценариев развития аварий на нефтегазовых предприятиях с возгоранием углеводородов.

3 Обоснование применения численного метода анализа аварийной ситуации путем проведения лабораторного эксперимента.

4 Разработка методики определения отбраковочных толщин при соединении разнотолщинных участков длительно эксплуатируемых трубопроводов.

5 Создание конечно-элементной модели для изучения обстоятельств развития аварийной ситуации с разгерметизацией трубопроводной обвязки и возгоранием углеводородов численным методом.

Объектом исследования является технологический трубопровод.

Предметом исследования является напряженно-деформированное состояние технологического трубопровода при воздействии опасных факторов пожара пролива.

Научная новизна

1 При моделировании напряжено-деформированного состояния трубопроводной системы методом конечных элементов показано, что в случае сопряжения разнотолщинных участков труб, их отбраковочные размеры необходимо устанавливать исходя из разницы толщин сопрягаемых элементов с учетом предельного состояния, реализующегося при воздействии открытого огня.

2 Установлено, что в зависимости от конкретной конфигурации технологического трубопровода при воздействии открытого огня, его предельное состояние может быть достигнуто на участках, не подверженных нагреву. В связи с этим при

оценке возможности дальнейшей эксплуатации таких трубопроводных систем необходимо на модельной системе определить все участки, где могли возникнуть пластические деформации в результате нагрева с последующей оценкой механических свойств металла в обнаруженных расчетом участках.

3 Впервые экспериментально доказано, что наиболее опасными с точки зрения разрушения и дальнейшей разгерметизации трубопроводной системы являются локальное охлаждение зон соединения линейных участков трубопроводов с отводами, а также локальный нагрев и охлаждение отдельного участка трубопровода.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, метод расчета оценки влияния пожара пролива на технологические трубопроводы, методика расчета отбраковочных толщин труб и соединительных деталей (отводов, переходов, тройников, заглушек) эксплуатируемых технологических трубопроводов, основанные на компьютерно-инженерном анализе конечно-элементной модели, и практические рекомендации по тушению трубопроводов.

Практическая ценность

Разработанный метод расчета отбраковочных толщин труб и соединительных деталей (отводов, переходов, тройников, заглушек) длительно эксплуатируемых технологических трубопроводов передан в ГУП «Башгипронефтехим» для использования при разработке проектов по модернизации и ремонту установок нефтеперерабатывающих установок нефтегазовых предприятий.

Разработанные указания по определению отбраковочных толщин технологических трубопроводов, бывших в эксплуатации, используются в учебном процессе ГОУ ВПО УГНТУ при подготовке студентов специальности 13.06.03 - «Оборудование нефтегазопереработки» при изучении курса «Численные методы моделирования при проектировании оборудования».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции «Техносферная и экологическая безопасность на транспорте» (г. Санкт-Петербург,2008 г.), Междуна-

логическая безопасность на транспорте» (г. Санкт-Петербург,2008 г.), Международной учебно-научно-практической конференции "Трубопроводный транспорт -2008" (г. Уфа), консультационно-методическом семинаре «Промышленная безопасность дымовых и вентиляционных промышленных труб» (г. Уфа, 2008 г.).

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 7 работах, из них 3 статьи опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 95 наименований, содержит 118 страниц машинописного текста, включая 67 рисунков и 12 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрыта актуальность выбранной темы диссертационной работы: сформулированы цель, задачи исследования и основные положения, выносимые на защиту, отражена научная новизна выполненных исследований и их практическая значимость.

В первой главе рассмотрены основные работы и публикации по проблемной области диссертационного исследования авторов: B.JI. Барда, М.В. Бесчастнова, А.Г. Гумерова, P.C. Зайнуллина, В.А. Котляревского, И.Р. Кузеева, В. Ф. Марты-шока, H.A. Махутова, А.Г. Халимова, Ф.Ш. Хафизова. Приведены классификация и общие сведения о внутризаводских трубопроводных системах. Проанализированы техническое состояние технологических трубопроводов, общие причины возникновения аварий на опасных производственных объектах нефтегазовых предприятий, стандартные методы расчета.

Как показал анализ информации по эксплуатации и ремонту, на нефтегазовых предприятиях Республики Башкортостан существуют такие технологические установки, 95% трубопроводов которых введены в эксплуатацию в 1950-е годы. Это свидетельствует о том, что значительное количество трубопроводов уже мно-

гократно подвергалось модернизации и ремонту с заменой отдельных труб и отводов. В тоже время насыщенность предприятий технологическими трубопроводами высока и их общая протяженность в среднем по предприятию составляет от 680 до 1039 тыс. метров.

Технологические трубопроводы являются неотъемлемой часть процесса переработки нефти и нефтепродуктов, и поэтому разрушение хотя бы одного из них может привести к полной остановке всех процессов, протекающих на производстве, а также к аварии и человеческим жертвам. Это еще раз подчеркивает необходимость правильного расчета прочности и оценки возможности разрушения трубопроводных конструкции. Для этого существуют методики расчета, утвержденные Ростехнадзором РФ, но проведенные исследования показали, что стандартные методики не позволяют в полном объеме оценить напряженно-деформированное состояние трубопроводных систем. Для уточнения картины напряженно-деформированного состояния длительно эксплуатируемых трубопроводов необходимо использовать методики, основывающиеся на других принципах расчета и имеющие иной подход к рассмотрению расчетной модели.

Для численного решения подобной задачи применяется ПК ANSYS, предназначенный для решения различных инженерных задач и использующий для этого метод конечных элементов. В ПК ANSYS моделировалось коррозионное воздействие среды, а также износ трубопровода.

Во второй главе рассмотрены случаи аварий, в результате которых под огневое и высокотемпературное воздействие попадали технологические трубопроводы. Отдельная часть главы посвящена расследованию и изучению причин возникновения реальной аварийной ситуации, произошедшей на нефтеперерабатывающем заводе г. Уфы.

На установке ЛЧ-27-7 гидроочистки нефтяных фракций газокаталитического производства произошел разрыв трубопровода, подающего сырье от ректора в теплообменник, с последующим выбросом и возгоранием нефтепродукта.

Рисунок 1 -Общий вид места аварии На основании изученной технической документации, осмотра места аварии, опроса должностных лиц и экспертного заключения сделан вывод, что авария произошла по причинам разрушения трубопровода газопродуктовой смеси на выходе из реактора вследствие сероводородного поражения металла и эксплуатации трубопровода с неустановленным нормативным сроком службы.

Причиной возгорания послужило разрушение трубопровода газопродуктовой смеси, с полным отрывом участка трубы длиной около 3 метров. Площадь пожара составляла 180 м2, что вызвало многочисленные повреждения оборудования. Под воздействием высокой температуры деформированы эстакады и площадки обслуживания реакторов. Также обгорела и получила повреждения теплоизоляция теплообменников и колонны с обвязкой трубопроводов.

В третьей главе для оценки возможности применения численных методов расчета при анализе напряженно-деформированного состояния трубопроводов в разные периоды их эксплуатации был проведен натурный эксперимент с целью сравнения полученных экспериментальных данных о перемещениях и деформациях трубопровода с данными численного эксперимента.

Экспериментальную установку - модельный трубопровод, изготовили из труб диаметром 12 мм из стали 15Х5М. Принципиальная схема модельного трубопровода приведена на рисунке 2.

1-8 - прямолинейные участки трубопровода, 1-У11 - отводы трубопровода

Рисунок 2 - Принципиальная схема модельного трубопровода Для имитации возможной аварийной ситуации (пожара пролива) был проведен нагрев участка №3 модельного трубопровода. Нагрев осуществлялся локально ацетиленовой горелкой до температуры примерно равной температуре открытого пламени при пожаре. Общая длительность нагрева составила шесть минут, с интервалом в одну минуту проводился замер температуры теплового поля в области нагрева при помощи тепловизора ТЬегтасаш 695 фирмы Agema. Для удобства проведения в дальнейшем численного эксперимента также фиксировались температурные поля (рисунок 3). На фотографии показаны области с разными значениями температур. Максимальная температура нагреваемой области составила + 955 °С. После нагрева проводились замеры деформации и перемещений участков модельного трубопровода.

Рисунок 3 - Температурное поле в области нагрева (область белого цвета нагрета до температуры +95 ГС)

Далее был проведен численный эксперимент. Был выбран метод конечных элементов как один из наиболее общих методов решения инженерных задач. Многократные расчеты показали устойчивость работы метода конечных элементов при анализе напряженно-деформированного состояния с учетом реальных упругопла-стических свойств материала.

Первым этапом расчета стало построение твердотельной модели трубопровода (рисунок 4), имеющей такие же размеры и такую же геометрию, как у реальной модели трубопровода.

Рисунок 4 - Конечно-элементная модель объекта исследования Затем были заданы свойства материала (15Х5М) и граничные условия закрепления модели. Трубопровод был жестко закреплен по торцам. Нагреваемый участок трубы №3 был разделен на восемь равных частей. Исходя из показаний тепловизора, две центральные части были нагреты до температуры 1000 °С, остальные 700, 600 , 200 °С соответственно.

Результаты расчета приведены на рисунках 5,6. Были рассмотрены те же области, что и при проведении натурного эксперимента.

Рисунок 5 - Перемещение отвода трубы

Рисунок 6 - Пластические деформации, возникающие на нагреваемом участке трубы

Результаты экспериментов натурного и численного сведены в таблицу 1. Таблица 1 - Сводная таблица результатов

Параметры Деформации, мм Перемещение, мм

натурный численный натурный численный

эксперимент эксперимент эксперимент эксперимент

Определенные значения 5 5,04 3 2,7

Абсолютная погрешность, % 0,8 10

Как видно из таблицы 1, результаты численного эксперимента хорошо согласуются с экспериментальными данными, и погрешность результатов составляет не более 10 %. Это говорит о возможности применения численных методов расчета

при анализе напряженно-деформированного состояния трубопроводов в разные периоды их эксплуатации, в том числе при нештатных аварийных ситуациях.

В четвертой главе изучено влияние теплового излучения пожара пролива на трубопроводную обвязку аппаратов. Помимо этого, также ставилась задача смоделировать реальную аварию трубопровода на установке ЛЧ, описанной ранее.

Создание расчетной модели реального трубопровода производилось при помощи оболочкового элемента 8НЕ1-Г93 программного комплекса

Задание свойств материала проводилось аналогичным путем, как и в случае с модельным трубопроводом. Были заданы нагрузки, соответствующие рабочим параметрам трубопровода: рабочее давление 3 МПа, температура 400 °С. Конечно-элементная модель объекта исследования приведена на рисунке 4.

По данным расследования аварии, разрушение произошло на участке трубопровода № 3 (рисунок 7) на участке длиной 1 метр от соединенного с участком отвода П. На этом расстоянии происходило постепенное утонение стенки за счет сероводородной коррозии. Для моделирования этого процесса участок длиной один метр, прилегающий к отводу, разбили на восемь равных частей (см. рисунок 7).

Рисунок 7-Участки с различной толщиной стенки В ходе расчетов задавалось поэтапное постепенное утонение данного участка, моделируя тем самым коррозионный износ трубопровода в течение времени. На каждом этапе расчета производилось утонение всех 8 частей участка. Всей трубе было присвоено значение начальной номинальной толщины стенки трубопровода,

равное 14 мм. Остальным частям участка, начиная со второго по девятый, были присвоены разные толщины стенок в порядке убывания (таблица 2).

Таблица 2 - Этапы уменьшения толщины стенки

^\11омср участка расчета ^^^^ 12 3 4 5 6 7 8 9

Толщина стенки участка, мм

I 14 13 12 11 10 9 8 7 6

2 14 13 11 10 8 7 5 4 2

3 14 12 10 8 6 4 2 1,5 1

4 14 8 5 3,6 3 2,4 2 1,2 0,7

На последнем этапе расчета, при толщине стенки, равной 0,7 мм, напряжения значительно превышают предел прочности (ав=254 МПа). Для большей наглядности зависимость максимальных эквивалентных напряжений от толщины стенки трубопровода, подверженного коррозионному износу, приведена на рисунке 8.

0.7 0 9 1 1 2

S мм

Рисунок 8 - Зависимость максимальных эквивалентных напряжений от толщины стенки трубопровода, подверженного коррозионному износу Анализ результатов расчета показал, что на трубе, подверженной сероводородной коррозии, максимум напряжений наблюдается на расстоянии 5 см от отвода III, так как там наиболее тонкое место, на всех этапах расчета. На последнем этапе при толщине стенки, равной 0,7 мм, напряжения превышают предел прочности (ав=254 МПа), то есть наблюдается разрушение трубопровода (рисунок 9). Место разрушения, согласно расчетам, совпадает с реальным местом разрушения трубопровода, установленным при расследовании аварии.

TW

а»

5ЕЛ' 'МП

Рисунок 9 - Зона разрушения трубопровода (5 см от отвода)

Таким образом, можно сделать вывод о том, что численные методы можно применять как для моделирования, так и расследования аварийных ситуаций.

В практике диагностирования технологических трубопроводов по его результатам изношенные или дефектные участки, как правило, заменяют на новые. При этом может произойти соединение поверхностей с разной толщиной стенки, что может вызвать концентрацию напряжений и, как следствие, привести к разрушению трубопровода.

Целью данного исследования является определение реальной отбраковочной толщины отвода при сопряжении его с новым участком трубопровода в процессе ремонта с учетом его неравномерного износа.

В качестве объекта исследования выбран тот же трубопровод, что и в предыдущем численном эксперименте. Для анализа результатов рассматривалось соединение отвода III с участком трубы 3 (см. рисунок 2), в случае реальной аварии подверженный коррозионному износу и который следовало бы заменить новым.

На рисунках 10 и 11 приведены полученные результаты расчета для крайних значений разницы толщин. При равной толщине стенки отвода и прилегающих участков, напряжения достигают 127 МПа в месте соединения отвода III и трубы 3 (см. рисунок 10).

Место сопряжения отвода с но-

Рисунок 10- Распределение эквивалентных напряжений в месте соединения отвода III и участка трубы 3 при одинаковой толщине стенки сопрягаемых элементов

Место сопряжения отвода с новым

Рисунок 1 1 - Распределение эквивалентных напряжений в месте соединения отвода III и участка трубы 3 при разнице толщин 6 мм На последнем графике (см. рисунок 11) уже достаточно четко видно, что напряжения на стыке трубы 3 и отвода III достигают предела текучести (стт=150 МПа) при разности толщины стенки 6 мм. Для наглядности полученные результаты представлены на рисунке 12.

Разница толщин стенок сопрягаемых элементов трубопровода, мм

Рисунок 12 - Зависимость максимальных эквивалентных напряжений от разницы толщин сопрягаемых участков трубопровода Для сравнения результатов был произведен расчет всего трубопровода при общей для всех участков толщине стенки, равной 6 мм. Результат показал, что напряжения в наибольшем нагруженном участке не превышают предела текучести.

Из полученных результатов можно сделать вывод, что при ремонте трубопроводов следует учитывать не только состояние ремонтируемого участка, но и других элементов трубопровода, сопрягаемых с этим участком, а применение численных методов при диагностировании систем технологических трубопроводов позволит повысить безопасность их эксплуатации.

Во второй части четвертой главы изучено влияние теплового излучения пожара пролива на трубопроводную обвязку аппаратов, для чего был проведен натурный эксперимент.

Модельный трубопровод изготовили из трубы диаметром 32 мм из стали

Для имитации возможной аварийной ситуации (пожара пролива) был проведен нагрев модельного трубопровода. Нагрев осуществлялся с помощью горения смеси керосина и дизельного топлива. Очаг огня был расположен в емкости под модельным трубопроводом. Время горения смеси составило 44 минуты, с определенным интервалом проводился замер температуры теплового поля в области нагрева при помощи тепловизора.

На рисунке 14 показан процесс нагрева и представлена картина распределения температурных полей, полученная тепловизором ТЬеггпасаш 695 фирмы А§ета.

Рисунок 14 - Процесс возгорания и температурные поля

Длительность эксперимента составила 45 минут. Из полученных данных по результатам замера тепловизором с интервалами в 3 минуты следует, что нагрев по всей длине трубопровода в целом происходит неравномерно. Это зависит от многих факторов, таких как метеоусловия, тип подстилающей поверхности, плотность

„

застроики и т.д.

Эксперимент позволил с большей точностью задать температурные режимы нагружения конечно-элементной модели для проведения численного моделирования по оценке влияния теплового излучения, возникающего при пожаре пролива на напряженно-деформированное состояние трубопровода.

Целью следующего исследования являлось изучение поведения трубопроводной системы как в момент действия на нее теплового излучения пожара пролива, так и тушения пожара. Для аналитического решения данной задачи был приме-

нен программный комплекс АЫвУЗ. В нем был смоделирован трубопровод, выполненный из стали 15Х5М.

При моделировании учитывалось изменение свойств материала в зависимости от температуры. Свойства стали 15Х5М в зависимости от температуры приведены в таблице 3. Задача решалась в упругопластической постановке.

Таблица 3 - Механические свойства стали 15Х5М в зависимости от температуры

Температура, °С 100 200 300 500 700 900

Модуль упругости Е, ГПа 200 197 190 157 132 111

Предел текучести ат, МПа 211 201 180 118 20 15

ТапяМоё, 10"4 МПа 5,2 5,0 5,0 4,5 3,7 3,0

Решение задачи проводилось в три этапа моделирования. На всех этапах моделирования результаты решения на каждом шаге нагружения записывались, и каждый последующий шаг осуществлялся с учетом результатов предыдущего.

На I этапе проводился расчет трубопровода, полностью находящегося под действием теплового излучения пожара пролива, т.е. температура всей трубопроводной системы изначально задавалась равной 900 °С. Затем отдельно решались задачи, имитировавшие тушение отдельных труб при горении всего трубопровода, были рассмотрены случаи «охлаждения» по отдельности участков №5 и 6, а также участка 5 совместно с отводом V. Схема задания температурного нагружения на разных этапах моделирования приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Значения температур на каждом шаге расчета

Номер шага 1 2 3 4

Схема нагрева

Значение температуры, °С 300 500 700 900

Схема охлаждения

Значение температуры, "С 900 700 500 300

Результаты первого этапа решения задачи сведены на рисунке 15 в виде графиков зависимости эквивалентных напряжений от температуры.

350

300

250

¿ 200 s

O 150 100 50 0

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

_toe_

—охлаждение 6-го участка » охлаждение 5-го участка

охлаждение 5-го участка с отводом

Рисунок 15 - Результаты первого этапа решения задачи

Как видно из рисунка 15, существует определенная закономерность распределения эквивалентных напряжений при охлаждении прямолинейных участков 5 и 6: в интервале температур от 900 до 700 °С напряжения понижаются, а при дальнейшем охлаждении повышаются. Прослеживается незначительная разница в расхождении величин напряжений при охлаждении прямолинейных участков (участки 5 и 6).

Иная картина при совместном охлаждении прямолинейного участка 5 и отвода V. На протяжении всего процесса охлаждения напряжения интенсивно растут, и на каждом шаге они приблизительно в 2 раза выше, чем при охлаждении прямолинейных участков по отдельности.

На II этапе была проведена оценка влияния равномерности нагрева всей конструкции и охлаждения отдельных участков трубопровода на его напряженно-деформированное состояние.

Для сравнения с результатами, полученными на первом этапе решения задачи (где осуществлялся резкий нагрев всего трубопровода до 900 °С), провели сначала равномерный нагрев всей конструкции трубопровода по следующее схеме: 300иС -> 500 °С—>• 700 °С —» 900 °С. Затем прямолинейный участок № 5 постепенно охлаждали по следующей схеме: 900°С 700 °С-> 500 "С -> 300 °С.

Из результатов расчета следует, что максимальные эквивалентные напряжения при равномерном нагреве всего трубопровода сначала начинают снижаться. Снижение напряжений также наблюдается в начальный момент тушения 5-го участка трубопровода при охлаждении его до 700 °С, однако затем начинается резкий рост напряжений, связанный с увеличением разницы температур всего трубопровода и охлаждаемого участка. Также наблюдается достаточно резкий рост перемещений, который достигает своего максимального значения при 900 °С, затем в начальный момент тушения 5-го участка наблюдается небольшой спад и при дальнейшем охлаждении 5-го участка трубопровода не меняет своего положения.

Характер изменения пластических деформаций трубопровода в зависимости от температуры аналогичен характеру изменения перемещений. Это связано с тем, что когда весь трубопровод нагрет, то он становится более пластичным, при повышении температуры трубы более 300 °С материал трубопровода начинает работать в упругопластической области, тем самым «приспосабливаясь» к нарастающей нагрузке.

На III этапе моделировали влияние теплового излучения пожара не на весь трубопровод, а только на участок № 5. Температуры нагрева и охлаждения задавались по схеме, как в предыдущем эксперименте:

300°С -> 500 °С-> 700 °С -> 900 °С - схема нагрева 5-го участка;

900°С 700 °С—> 500 °С -> 300 °С - схема охлаждения 5-го участка.

Как следует из полученных результатов, при нагреве 5-го участка трубопровода наблюдается резкий рост максимальных эквивалентных напряжений, связанный с увеличением разницы температур между «горящим» участком и остальными участками трубопровода, затем при охлаждении «горящего» участка (участка № 5) наблюдается резкий спад напряжений, а при достижении температуры 500 °С опять резкий рост напряжений.

На всех этапах осуществлялось статическое нагружение трубопровода.

Полученные результаты этапов II и III свели в таблицу 5.

Таблица 5 - Результаты второго и третьего этапов численного эксперимента

Ос 300 500 700 900 700 500 300

Этапы эксперимента 11 III II III II III II III II III II III II III

атах, МПа 153 153 133 189 108 226 97 250 80 164 104 151 138 229

Перемещения, м 0,017 0,017 0,027 0,027 0,04 0,038 0,05 0,05 0,044 0,038 0,042 (в др. отводе) 0,028 (в др. отводе) 0,042 0,019

Пластические деформации, м 0 0 0,35- ю-3 0,2-10"3 0,0015 0,76- ю-3 0,002 0,0011 0,002 0,0011 0,002 0,011 0,0021 0,011

Сравнивая результаты, полученные на I и II этапах исследования для участка 5, можно сделать вывод, что значительной разницы в определении значений отах не наблюдается и предварительный постепенный «нагрев» при моделировании трубопровода не оказывает влияние на расчет его НДС при охлаждении.

Как видно из таблицы 5, максимальные напряжения при «горении» и «охлаждении» отдельного участка трубопровода значительно выше, чем при «горении» всего трубопровода с последующим «охлаждением» одного участка. Это связано с тем, что когда весь трубопровод нагрет, то он становится более пластичным и при достижении температуры трубы 500 °С материал трубопровода начинает работать в упругопластической области, тем самым «приспосабливаясь» к нарастающей нагрузке. Еще одним из способов «приспосабливания» трубопровода к нагрузке является рост перемещений всей трубопроводной конструкции; и при достижении перемещений некоторого критического значения максимум перемещений, который сначала наблюдался в отводе V, соединенном с нагреваемым участком 5, смещается в отвод III, соединяющий участки 3 и 4. После перераспределения картины перемещений трубопровода напряжения в нем резко возрастают при дальнейшем охлаждении участка до 300 0 С. Однако постоянное смещение максимумов напряжений и перемещений может привести к разгерметизации трубопровода с дальнейшим развитием аварии. Именно такого развития событий следует избегать при тушении или охлаждении трубопроводов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ:

1 Проведен анализ аварийности и состояния трубопроводных систем на действующих предприятиях нефтегазового комплекса, на основании чего установлено, что доля аварий, сопровождаемых проливом и возгоранием углеводородных сред, составляет более половины из общего числа аварий на трубопроводных системах. Основной причиной пожаров пролива является разгерметизация технологических трубопроводов в результате коррозионно-эрозионного износа.

2 С целью определения возможности расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода при влиянии на него пожара пролива с применением программы ANSYS была смонтирована лабораторная установка и проведены испытания, целью которых являлась верификация данных,

полученных в результате расчета методом конечных элементов. Данные испытания показали, что погрешность результатов расчетов составляет не более 10 %, что удовлетворяет условиям применения данной программы для расчета реальных объектов.

3 Сформулирована и решена методом конечных элементов задача влияния неравномерного износа трубопровода на его напряженно-деформированное состояние. Предложен метод определения отбраковочной толщины трубопровода в процессе эксплуатации. Анализ полученных данных показал, что отбраковочные толщины для элементов трубопроводной обвязки, определенные при помощи разработанного численного метода, учитывают не только состояние ремонтируемого участка, а всей конструкции в целом, что позволит повысить безопасность их эксплуатации.

4. Показано, что при замене труб во время ремонта технологического трубопровода в случае сопряжения разнотолщинных участков труб, их отбраковочные размеры необходимо принимать исходя из разницы толщин сопрягаемых элементов с учетом возможного воздействия пожара. При определении возможности дальнейшей эксплуатации трубопроводных систем после воздействия пожаров необходимо моделировать напряженно-деформированное состояние реального трубопровода и определить все участки, где могли возникнуть пластические деформации с последующей оценкой механических свойств металла в обнаруженных расчетом участках.

5 Установлено, что наиболее опасным с точки зрения разрушения трубопроводной системы является локальный разогрев зон соединения линейных участков трубопроводов с отводами, а при охлаждении участка, подвергнутого тепловому излучению до температуры конструкции, в целом наблюдается смещение максимума, что может привести к дальнейшей разгерметизации системы.

6 Метод расчета отбраковочных толщин труб и соединительных деталей (отводов, переходов, тройников, заглушек) эксплуатируемых технологических трубопроводов был подвергнут экспертизе в ГУП «Башгипронефтехим» и может использоваться в качестве дополнительного метода при разработке проектов по модернизации и ремонту установок нефтеперерабатывающих установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

Содержание работы опубликовано в 7 научных трудах:

1 Шайбаков Р.А.Об обеспечении технологической и экологической безопасности промышленных производств и объектов Республики Башкортостан // Обеспечение промышленной безопасности на предприятиях нефтяной и газовой отрасли: сборник научных трудов /редкол.: Н.Х. Абдрахманов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. -С.4-6.

2 Шайбаков P.A., Абдрахманов Н.Х., Байбурин P.A. Роль анализа причин аварий на объектах нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств в оценке уровня риска // Нефтегазовое дело. - 2008. - Т. 6, №1. -С. 189-190.

3 Шайбаков P.A., Абдрахманов Н.Х., Кузеев И.Р., Симарчук A.C. Расследование аварийных ситуаций: новые методы и подходы // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2008. - № 3. -С.110-121.

4 Шайбаков P.A., Абдрахманов Н.Х., Кузеев И.Р., Симарчук A.C., Байбурин P.A. Влияние опасных факторов, возникающих при пожаре пролива и его тушения на напряженно-деформированное состояние трубопровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2008. - № 4,- С. 77-82.

5 Шайбаков P.A., Абдрахманов Н.Х., Кузеев И.Р., Симарчук A.C., Рахимов Ф.Р. Проблемы оценки технического состояния трубопроводов при сварке разнотолщинных участков // Промышленная безопасность дымовых и вентиляционных промышленных труб/ редкол.: Н.Х. Абдрахманов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - С. 191-123.

6 Шайбаков P.A., Абдрахманов Н.Х. Влияние пожара пролива и его тушения на состояние технологических трубопроводов //Материалы Международной научно-практической конференции «Техносферная и экологическая безопасность на транспорте». - СПб., 2008. - С. 249-251.

7 Шайбаков P.A. Оценки технического состояния трубопровода при сварке его разнотолщинных участков// Материалы IV Международной учебно-научно-практической конференции "Трубопроводный транспорт -2008".-Уфа, 2008.-С. 123-126.

Подписало в печать 14.05.2009 гола. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «ТаПмс». Печать цифровая. Тираж 90 экз. Заказ № КФ-14'05. Отпечатано в типографии ООО «См у к-Пресс», 450096, Уфа, ул. Комсомольская, д.

122 «Б», тУф. (347) 299-33-99

Введение

Глава 1 Техническое состояние и безопасность технологических трубопроводов

1.1 Классификация и общие сведения о внутризаводских трубопроводных системах. Условия эксплуатации трубопроводов

1.2 Анализ технического состояния технологических трубопро I ' 1водов

1.3 Анализ аварий на опасных производственных объектах предприятий нефтепереработки

1.4 Анализ стандартных методов расчета

Глава 2 Аварийные ситуации на технологических трубопроводах

2.1 Аварии и пожары на нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических заводах России

2.2 Расследование и изучение причин возникновения аварийной ситуации

Глава 3 Лабораторные испытания и методика построения модели в ПК ANSYS

Глава 4 Изучение влияния пожара пролива на технологический трубопровод

4.1 Моделирование неравномерного коррозионного износа на участке трубопровода

4.2 Влияние неравномерного коррозионного износа трубопровода на его напряженно-деформированное состояние

4.3 Влияние теплового излучения пожара пролива на трубопроводную обвязку аппаратов 81 Выводы по работе 107 Список источников

Для транспортировки углеводородного сырья- на предприятиях нефтегазовой отрасли используются трубопроводные системы. Принимая во внимание тот факт, что технологические трубопроводы являются транспортерами взрыво-и пожароопасных сред, эксплуатация таких систем несет угрозу безопасному функционированию предприятий. Недостаток свободных оборотных средств не позволяет своевременно обновлять существующие трубопроводные системы, повышая тем самым риск возникновения аварий. • > I | '

В настоящее время продолжает сохраняться неблагоприятная ситуация, способствующая развитию на технологических трубопроводах инцидентов и аварий. Ввиду обращения на установках большого количества взрыво- и пожароопасных и горючих жидкостей, часто встречаются аварии, сопровождающиеся пожарами.

Наиболее вероятными считаются аварийные ситуации, связанные с разгерметизацией технологических трубопроводов вследствие их коррозионного износа, нарушений нормального технологического режима, недостаточного качества проведенных планово-предупредительных ремонтов и т.д. Так, вследствие коррозионно-эрозионного износа трубопровода утоняются не только отдельные участки, но и весь трубопровод в целом, при этом наблюдается неравномерный износ по длине трубопровода. При замене таких участков новыми трубами может произойти соединение поверхностей с разной толщиной стенки, что вызывает концентрацию напряжений и, как следствие, может привести к разрушению трубопровода.

Во время пожаров на нефтегазовых предприятиях аппараты и их трубопроводная обвязка подвергаются высоким температурным нагрузкам. При тушении пожара происходит резкое охлаждение некоторых участков трубопроводов,, при нахождении остальной части трубопровода под влиянием высокой температуры. Поведение конструкции трубопровода при нтом, как правило, неизвестно.

В связи с этим является актуальным всестороннее изучение вопросов определения отбраковочных толщин соединения разнотолщинных участков трубопровода и влияния опасных факторов пожара пролива на напряженно-деформированное состояние технологического трубопровода.

Цель работы - разработка расчетного метода оценки поведения трубопроводных систем во внештатных ситуациях.

Задачи исследования:

1 Анализ аварийности и состояния трубопроводных систем на действующих предприятиях нефтегазового комплекса России и Республики Башкортостан в частности.

2 Анализ обстоятельств, причин и сценариев развития аварий на нефтегазовых предприятиях с возгоранием углеводородов.

3 Обоснование применения-численного метода анализа аварийной ситуации путем проведения лабораторного эксперимента.

4 Разработка методики определения отбраковочных толщин при соединении разнотолщинных участков длительно эксплуатируемых трубопроводов.

5 Создание конечно-элементной модели для изучения обстоятельств развития аварийной ситуации с разгерметизацией трубопроводной обвязки и возгоранием углеводородов численным методом.

Научная новизна

1 При моделировании напряжено-деформированного состояния трубопроводной системы методом конечных элементов показано, что в случае сопряжения разнотолщинных участков труб, их отбраковочные размеры необходимо устанавливать исходя из разницы толщин сопрягаемых элементов с учетом предельного состояния, реализующегося при воздействии открытого огня.

2 Установлено, что в зависимости от конкретной конфигурации технологического трубопровода при воздействии открытого огня, его предельное состояние может быть достигнуто на участках, не подверженных нагреву. В связи с этим при оценке возможности дальнейшей эксплуатации таких трубопроводных систем необходимо на модельной системе определить все участки, где могли возникнуть пластические деформации в результате нагрева с последующей оценкой механических свойств металла в обнаруженных расчетом участках.

3 Впервые экспериментально доказано, что наиболее опасными с точки зрения разрушения и дальнейшей разгерметизации трубопроводной системы являются локальное охлаждение зон соединения линейных участков трубопроводов с отводами, а также локальный нагрев и охлаждение отдельного участка трубопровода.

Выводы по работе

1 Проведен анализ аварийности и состояния трубопроводных систем на действующих предприятиях нефтегазового комплекса, на основании чего установлено, что доля аварий, сопровождаемых проливом и возгоранием углеводородных сред, составляет более половины из общего числа аварий на трубопроводных системах. Основной причиной пожаров пролива является разгерметизация технологических трубопроводов в результате коррозионно-эрозионного износа.

2 С целью определения возможности расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода при влиянии на него пожара пролива с применением программы ANSYS была смонтирована лабораторная установка и проведены испытания, целью которых являлась верификация данных, полученных в результате расчета методом конечных элементов. Данные испытания показали, что погрешность результатов расчетов составляет не более 10 %, что удовлетворяет условиям применения данной программы для расчета реальных объектов.

3 Сформулирована и решена методом конечных элементов задача влияния неравномерного износа трубопровода на его напряженно-деформированное состояние. Предложен метод определения отбраковочной толщины трубопровода в процессе эксплуатации. Анализ полученных данных показал, что отбраковочные толщины для элементов трубопроводной обвязки, определенные при помощи разработанного численного метода, учитывают не только состояние ремонтируемого участка, а всей конструкции в целом, что позволит повысить безопасность их эксплуатации.

4. Показано, что при замене труб во время ремонта технологического трубопровода в случае сопряжения разнотолщинных участков труб, их отбраковочные размеры необходимо принимать исходя из разницы толщин сопрягаемых элементов с учетом возможного воздействия пожара. При определении возможности дальнейшей эксплуатации трубопроводных систем после воздействия пожаров необходимо моделировать напряженно-деформированное состояние реального трубопровода и определить все участки, где могли возникнуть пластические деформации с последующей оценкой механических свойств металла в обнаруженных расчетом участках.

5 Установлено, что наиболее опасным с точки зрения разрушения трубопроводной системы является локальный разогрев зон соединения линейных участков трубопроводов с отводами, а при охлаждении участка, подвергнутого тепловому излучению до температуры конструкции, в целом наблюдается смещение максимума напряжений, что может привести к дальнейшей разгерметизации системы.

6 Метод расчета отбраковочных толщин труб и соединительных деталей (отводов, переходов, тройников, заглушек) эксплуатируемых технологических трубопроводов был подвергнут экспертизе в ГУП «Башгипронефте-хим» и может использоваться в качестве дополнительного метода при разработке проектов по модернизации и ремонту установок нефтеперерабатывающих установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

109

1. Список источников

2. Абросимов А.А. Экология переработки углеводородных систем. -М.: Химия, 2002.-607 с.

3. Аварии на трубопроводном транспорте: По материалам МЧС России // трубопроводы и экология. 1998. - №4. - с. 27.

4. Аварии и катастрофы. Предупреждение и ликвидация последствий: Учеб. издание / Под общ. ред. В.А. Котляревского и А.В. Забегаева. М.: Изд- во Ассоциации строительных ВУЗов, 1998. - кн.4. - 203 с.

5. Аварии и несчастные случаи в нефтяной и газовой промышленности России / Под общ.ред.Ю.А. Дадонова, В.Я. Кершенбаума. М.: АНО «Технонефтегаз», 2001. - 213 с.

6. Агишев В. И. Прогнозирование потенциальной опасности и остаточного ресурса магистральных трубопроводов с дефектами формы. Дис. канд. техн. наук.-Уфа, 2005.-145 с.

7. Акимов В.А., Новиков В.Д., Радаев Н.Н. Природные и техногенные чрезвычайные ситуации: опасности, угрозы, риски. М.: ЗАО ФИД «Деловой экспресс», 2001. - 341 с.i

8. Акимов В.А., Лапин В. Л., Попов В.М. и др. Надежность технических систем и техногенный риск. М.: ЗАО ФИД «Деловой экспресс», 2002. - 367 с.

9. Алешин В. Ю. Анализ прочности промышленных трубопроводов в ANSYS и ABAQUS // САПР и графика.- 2004.- № 7. с 11-18.

10. Анализ аварий и несчастных случаев в нефтегазовом комплексе России: Учеб. пособие / Под ред.: Б.Е.Прусенко, В.Ф.Мартынюка. М.: ООО "Анализ опасностей", 2002. - 309 с.

11. Анализ аварий и несчастных случаев на объектах газового надзора: учеб. пособие / Б. А. Красных, В. Ф. Мартынюк, Т. А. Сергиенко и др. М.: ООО "Анализ опасностей", 2003. - 320 с. - 474-38.

12. Акимов В.А., Лапин В. Л., Попов В.М. и др. Надежность технических систем и техногенный риск. М.: ЗАО ФИД «Деловой экспресс», 2002. - 367 с.

13. Бард В. Л., Кузин А.В. Предупреждение аварий в нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах. М.: Химия, 1984-248 с.

14. Батенчук А.Н. Изготовление и монтаж технологических трубопроводов. -М.: Стройиздат, 1971. 304с.

15. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Защита населения, и территорий от ЧС природного и техногенного характера / Под общ. ред. С.К. Шойгу. — М.: МГФ «Знание», 1999. -368 с.

16. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта/ Под общ. ред. С.К. Шойгу. — М.: МГФ «Знание», 2002. -752 с.

17. Безопасность резервуаров и трубопроводов / В.А. Котляревский, А.А. Шаталов, Х.М. Ханухов. М.: Изд-во «Экономика и информатика», 2000.-555 с.

18. Безродный И.Ф., Гилетич А.Н., Меркулов В.А., Молчанов В П., Швырков А.Н. // Тушение нефти и нефтепродуктов. Пособие МВД РФ НИИ противопожарной обороны. — М.: 1996. 213 с.

19. Бесчастнов М.В. Аварии в химических производствах и меры их преду преждения.

20. Бесчастнов М.В. Промышленные взрывы. Оценка и предупреждение. -М.: Химия, 1991. -432с.

21. Бесчастнов М.В., Соколов В.М. Предупреждение аварий в химических производствах. — М.: Химия, 1979. — 394 с.

22. Венцель Э.С., Трофимов A.M. Метод компенсирующих нагрузок в задачах теории тонких пластин и оболочек — Харьков: 1992.- 92 с.22. • Велиюлин И.И. Совершенствование методов ремонта газопроводов —М.: 1997.-223 с.

23. Волков О.М., Проскуряков Г.А. Пожарная безопасность на предприятиях транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1981.-256 с.

24. ВРД 39.1.10-001-99. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценки опасности дефектов-М.: 1999- 17 с.

25. Гафаров Н. А. Оценка остаточной работоспособностиповрежденных коррозией трубопроводов с помощью «критерия ВЗ 1G» //i

26. Безопасность труда в промышленности- 2000- № 3- С. 10-13.

27. Голованов А.И. Универсальный конечный элемент тонкой оболочки// Исследования по теории оболочек: Труды семинара. Вып. 25. Казань: Казанский физ.-техн. ин-т КНЦ АН СССР, 1990 с.66-83.

28. Греб А.В. Повышение надежности трубопроводных коммуникаций технологических установок: Дис. канд.техн.наук. — Уфа: УГНТУ, 1999.- 132с.

29. Григоренко Я.М., Василенко А.Т. Методы расчета оболочек// Теория оболочек переменной жесткости. Т.4 К.: Наукова Думка, 1981. 544 с.

30. Григоренко Я.М., Мукоед А.П. Решение задач- теории оболочек на ЭВМ. К.: Виша школа, 1979. 280 с.

31. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Росляков А.В. Старение труб нефтепродуктопроводов. - М.: Недра, 1995 -218 с.

32. Гумеров. А.Г., Ямалеев К.М., Гумеров Р.С., Азметов Х.А. / Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта М. :"Недра-Бизнесцентр", 1998 -252 с.

33. Гутман Э.М., Амосов Б.В., Худяков М.А. О причинах некоторых разрушений труб магистральных трубопроводов /Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭЕГнефтепром, 1980. - С.13-16.

34. Завойчинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. Теория, методы расчета, проектирование. -М.: Недра, 1992.-271 с.

35. Зайнуллин Р.С., Бакши О.А. Ресурс нефтехимического оборудования с механической неоднородностью. -М.: Недра, 1998. -268 с.

36. Закиров О.А., Греб А.В., Шаталина М.А., Габбасова А.Х. Расчет технологических трубопроводов как пространственных конструкций с учетом энергии упругой деформации / Препринт №7. Уфа: УГНТУ, 1999. -32с.

37. Зарипов Р.А. Влияние поражающих факторов аварийных ситуаций на изменение напряженно-деформированного состояния колонного аппарата. Дисс. на соиск. уч. степени магистра. Уфа: УГНТУ, 2005.

38. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах. М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М, Губкина, 2000.-216 с.

39. Зенкевич О., Морган К. Конечные элементы и аппроксимация — М.: 1986.-318 с.

40. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике. -М.:Мир, 1995 г.-512 с.

41. Зорин Е. Е., Ланчаков Г. А., Степаненко А. И. Работоспособность трубопроводов. В 3-х ч.- М.: 2000. Ч. 1 .Расчетная и эксплуатационная надежность. -244 с.

42. Кинев С.А. Обеспечение безопасной эксплуатации змеевика печи для пиролиза углеводородов как сварной конструкции//Диссертация на соиск. уч. ст. к.т.н.- Уфа: УГНТУ, 2003.

43. Киченко СБ. Метод оценки степени опасности локальныхдефектов на поверхности трубопроводов // Безопасность труда вiпромышленности.-2001 .-№3 .-С. 26-27.

44. Колмогоров В.А. Напряжение, деформация, разрушение. -М.: Металлургия, 1970. 230 с.

45. Корнишин М.С., Якупов Н.М. Сплайновый вариант метода конечных элементов для расчета оболочек сложной геометрии // Прикладная механика.- 1987.-№ 3.- С 38-44.

46. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. - 528 с.

47. Котляревский В.А., Шаталов А.А., Ханухов Х.М. Безопасность резервуаров и трубопроводов. М.: Экономика и информатика, 2000. -549 с.

48. Котляревский В.А. Безопасность эксплуатации трубопроводов и емкостей для хранения нефтепродуктов и сжиженных газов // Аварии и катастрофы.- М: Изд-во АСВ, 2001. кн. 5. - С. 137-187.

49. Лащинский А.А. Конструирование сварных химических* аппаратов: Справочник. Л.: Машиностроение (Ленинградское отд.), 1981. - 382 с.

50. Мавлютов P.P. Концентрация напряжений в элементах конструкций. М.: Наука, 196 - 240 с.

51. Магалиф В.Я., Шапиро ЕЕ. Компенсирующая способность трубопровода с учетом сил трения на скользящих опорах // Строительство трубопроводов. 1975. — №1. - с. 25-30:

52. Мартынюк В.Ф. Роль анализа риска в обеспечении промышленной безопасности // Безопасность труда в промышленности. № 1. -2007. - С.66-67.

53. Маршалл В. Основные опасности химических производств.- М.: Мир, 1989:

54. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Новосибирск: Наука, 2005. - 516с.

55. Методика определения опасности повреждений стенки, труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами-М.: 1997.-25 с.

56. Мяченков В.И., Григорьев И.В. Расчет составных оболочечных конструкций на ЭВМ. Справочник. М.: Машиностроение, 1981. 216 с.

57. Надежность технических систем и техногенный риск: Электронное учебное пособие Электронный ресурс./Электрон. дан. -М.:МЧС России. Режим доступа: http://www.obzh.ru/nad, свободный. - Загл. с экрана.

58. Нургалиев Д. М., Гафаров Н.А., Ахметов В.Л., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Л., Аптикеев Т.А. К оценке дефектности трубопроводов при внутритрубной дефектоскопии-М.: 1996-С. 35-41.

59. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов ПБ 05-585-03 (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 10 июня 2003 г. N80)

60. Прогрессивные методы испытания на надежность трубопроводных материалов и конструкций // Строительство магистральных трубопроводов. 1990. - Вып. №2. - С. 3-4, 15, 17

61. Проников А.С. Надежность машин. М.: Машиностроение, 1978. - 592с.

62. Победря Б.Е. Численные методы в теории упругости и пластичности. М.: Издательство Московского университета, 1981. 343 с.

63. Положение о технической диагностике линейной части магистральных газопроводов —М.: 1996 — 18 с.

64. Полянский Р.П., Пастернак ВА.И. Трубы для нефтяной и газовой промышленности за рубежом. М.:Недра, 1979. - 215 с.

65. РД 10-249-98. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды. Разработаны АООТ "НПО ЦКТИ" и Госгортехнадзором России. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России № 50 от 25.08.98- М.: 1999.

66. РД 10-400-01. Нормы расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей. Разработаны НТЦ "Промышленная безопасность" Госгортехнадзора России. Утверждены постановлением Госгортехнадзор России Постановление 8 от 14.02.2001. М.: 2001.

67. РД 38.13.004-86. Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10 МПа (Утверждены постановлением Министерство нефтеперерабатывающей и нефтедобывающей промышленности СССР от 01.04.1986).

68. Рекач В.Г., Кривошанко С.Н. Расчет оболочек сложной геометрии-М.: 1988 176 с.

69. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации /В.В. Харионовский, И.Н. Курганова, Д. И. Ремизов и др.- М.: 1996 38 с.

70. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации /В.В. Харионовский, И.Н. Курганова, Д. И. Ремизов и др.-М.: 1996.-38 с.

71. РТМ 38.000-94. Указания к расчету на прочность и вибрацию стальных технологических трубопроводов.- М.: 1993.

72. Сахаров А.С., Киричевский В.В., Кислоокий В.Н. и др. Метод конечных элементов в механике твердых тел. К.: Виша школа, 1982. 480 с.

73. Система надежности трубопроводного транспорта углеводородов/ Черняев В.Д., Черняев К.В., Березин B.JI. и др. М.:Недра, 1998. - 600 с.

74. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Утвержден 30.03.1985, Госстрой СССР Постановление 30- М.: 1985.- 52 с

75. СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов. Утверждён 07.04.1986 ,Госстрой СССР, Постановление 41,- М.: 1986.

76. Технологические трубопроводы промышленных предприятий/ Тавасшерна Р.И., Бесман А.И. и др. М.:Стройиздат, 1991. - 655с.

77. Тонкостенные оболочечные конструкции: Теория, эксперимент и проектирование/ пер. с англ. — М.: Машиностроение, 1980. -607 с.

78. Уильям Ф. Маршал. Разработка плана эффективного ремонта трубопроводов // Нефтегазовые технологии. -1997. №2. с. 29-33.

79. Фарамазов С. А. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация. М: 1978.-352 с.

80. Федеральный закон от 21.07.1997 N 116-ФЗ (ред. от 18.12.2006) «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (принят ГД ФС РФ 20.06.1997).

81. Хаерламанова Е.А. Совершенствование методов расчета и конструирования элементов печей пиролиза / Диссертация на соискание уч.ст. к.т.н. Уфа:УГНТУ,2003.

82. Халимов А.Г., Зайнуллин Р.С., Халимов А.А. Техническая диагностика и оценка ресурса аппаратов: учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.-408 с.

83. Хенли Е., Кумамото X. Надежность технических систем и оценка рискаб Пер. с англ. М.: Машиностроение, 1984. - 528 с.

84. Химмельблау Д. Обнаружение и диагностика неполадок в химических и нефтехимических процессах: Пер. с англ. Л.: Химия, 1983. — 352 с.

85. Чиркова А.Г., Симарчук А.С., Кинев С.А. Определение напряженно-деформированного состояния сварных соединений// Машиностроитель: Ежемесячный производственно-технический журнал. — 2003. № 11.-С. 16-18.

86. Чиркова А.Г., Авдеева Л.Г., Симарчук А.С. и др. Деформирование сварных соединений труб печей пиролиза// Башкирский химический журнал. 2003.- Т. 10.- №1. - С. 20-21

87. Шайбаков Р.А., Абдрахманов Н.Х., Байбурин Р.А. Роль анализа причин аварий на объектах нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств в оценке уровня риска // Нефтегазовое дело. — 2008. Том 6, №1. -С. 189-190

88. Шайбаков Р.А., Абдрахманов Н.Х., Кузеев И.Р., Симарчук А.С. Расследование аварийных ситуаций: новые методы и подходы // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2008. № 3. — С.110-121

89. Шайбаков Р.А. Оценки технического состояния трубопровода при сварке его разнотолщиных участков// Материалы IV Международной учебно-научно-практической конференции "Трубопроводный транспорт — 2008". Уфа. - 2008. - С. 123-126

90. Штин И.В., Хижняков В.И. Анализ внутренней коррозии нефтепровода Александровское Анжеро - Судженск на основе результатов диагностики// Трубопроводный транспорт нефти. - 1998. - №11. - С.26-28

91. Шумайлов А.С., Гумеров А.Г., Молдаванов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. — М.: Недра, 1992. — 291с.

92. Эпов А.Б. Аварии, катастрофы и стихийные бедствия в России-М.: 1994.-125 с.