Введение к работе
Актуальность работы. Протяженность сети магистральных трубопроводов в России составляет 207 тыс. км. К настоящему времени более 30% газопроводов и 45% нефтепроводов эксплуатируются свыше 20 лет, а 14% газопроводов, 25% нефтепроводов и 34% продуктопроводов выработали свой нормативный ресурс (33 года). Кроме того, следует отметить, что 3% трубопроводов служат уже более 40 лет, а отдельные объекты находятся в работе 50 и более лет.
Опыт эксплуатации трубопроводов различного назначения в течение такого продолжительного периода времени свидетельствует, что возможно как досрочное исчерпание проектного ресурса, проявляющееся в аварийном разрушении труб, так и безаварийная работа объектов по истечении установленных сроков эксплуатации. Иначе говоря, если исходить из того, что ресурс объекта это продолжительность эксплуатации до достижения предельного состояния, выражающегося в разрушении трубы, то становится очевидным, что проектный ресурс неадекватно отражает оптимальный срок их реальной работы.
Исходя из вышеизложенного, концепция прогнозирования остаточного ресурса магистральных трубопроводов должна базироваться на информации о режимах нагружения объекта, его техническом состоянии и динамике изменения этого состояния в процессе предыдущей эксплуатации.
Основной причиной отказов трубопроводов являются всевозможные дефекты, наличие и темпы развития которых как раз и определяют остаточный ресурс действующих трубопроводов.
Современные "интеллектуальные" снаряды позволяют с высокой достоверностью выявлять зарождение и идентифицировать состояние разнообразных дефектов, определять их ориентировочные размеры и местоположение в трубопроводе.
Количество выявляемых дефектов и возрастание объемов внутритрубной
дефектоскопии делают весьма важной проблему оценки степени опасности
зафиксированных дефектов. В настоящее время действует ряд норм для классификации
обнаруживаемых дефектов. Наряду с этим, в отношении самого массового типа дефектов
коррозионных повреждений стенки труб, составляющих более 70% в общем массиве
выявляемых дефектов, многими специалистами отмечается излишне высокая
методологическая консервативность в отношении принятия решений об их степени
опасности. Это обстоятельство объясняется недостаточной научной обоснованностью
расчетных и исследовательских методик, не учитывающих совокупность современных
теоретических и экспериментальных представлений о динамике дефектообразования.
СПетервчрг »/ J
Это означает, что методологическое совершенствование приемов, позволяющих дать достоверный прогноз остаточного ресурса и надежности трубопровода, осложненного дефектами, а также решение задачи об оптимальном времени локального повышения работоспособности отдельных дефектных участков для поддержания остаточного ресурса всего объекта на требуемом уровне весьма актуально. Решению этих проблем посвящена настоящая работа.
Связь темы диссертации с плановыми исследованиями. Комплекс исследований по решению обозначенных проблем выполнялся в рамках НИР филиала 00 0 «ВНИИГАЗ» -«Севернипигаз» на 1993+2003 гг.: № 3.5.35 «Разработка критериев и методов повышения прочностной надежности магистральных газопроводов при строительстве, эксплуатации и ремонте»; № 3.5.36 «Проведение комплексных исследований по оценке многофакторного воздействия околотрубной среды и условий прокладки на техническое состояние длительно эксплуатируемых газопроводов»; № 1.06.01 «Разработка и внедрение рекомендаций по повышению эксплуатационной надежности объектов транспорта газа 000 Севергазпром».
Цель работы. Совершенствование методов оценки работоспособности газопроводных труб с коррозионными повреждениями.
Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:
-
Анализ и определение путей совершенствования существующих способов прогнозирования и поддержания остаточного ресурса труб.
-
Разработка комплекса методик для исследования коррозионных дефектов и их влияния на прочность газопроводных труб.
-
Экспериментальные исследования прочности газопроводных труб и параметров коррозионных дефектов.
-
Оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации.
-
Разработка методики прогнозирования и поддержания остаточного ресурса газопроводных труб, имеющих коррозионные дефекты.
6. Оценка практической и экономической ценностей работы.
Научная новизна:
1. Установлено, что с достоверностью аппроксимации 0,984 коэффициент уменьшения осевого сечения стенки трубы коррозионным дефектом представляет
собой кубический полином вида K^„=3o+3fL+32'l- +йз-і. зависящий от длины
коррозионного дефекта L и его формы, учитываемой эмпирическими коэффициентами ао, а/, Эг, и а3, аналитические выражения которых определены на основе математической обработки данных, полученных экспериментально.
-
Впервые получены аналитические зависимости для определения величины коэффициента концентрации напряжений с учетом окружной длины коррозионного дефекта Lmp, меняюшэй динамику изменения этого коэффициента при соотношении /.оч,/(я--Ои)^0,0556.
-
Установлено, что распределение механических характеристик трубных сталей 17ГС;17Г1С;14Г2САФ;17Г2СФ, использованных при сооружении МГ ООО «Севергазпром», подчиняется статистическому закону Шарлье, параметры которого позволяют определить текущие служебные характеристики сталей (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение) с различным уровнем доверительной вероятности.
-
Определено, что при условии Кд [Кд]2, когда расчетный коэффициент
запаса прочности дефектной трубы Кд не превышает величину расчетно-экспериментального коэффициента предельного состояния [Кд]2, достигается критическое состояние коррозионно-поврежденной трубы, предопределяющее необходимость немедленного вывода ее из эксплуатации; при условии Кд > [Кд]г вьщеляются три категории работоспособности дефектной трубы, характеризующиеся величиной ее остаточного эксплуатационного ресурса Грю,: опасная при Трю < 1 года; потенциально опасная при 1 < Тркч-й 5; неопасная при Тр,т>5 лет.
Основные защищаемые положения диссертации:
комплекс методик для исследования влияния коррозионных дефектов на прочность газопроводных труб;
результаты стендовых испытаний бездефектных и коррозионно-поврежденных труб;
методика расчета коэффициента концентрации напряжений в зависимости от глубины и ширины коррозионного дефекта;
метод оценки потерь металла в осевом сечении трубы в зависимости от протяженности дефекта;
результаты экспериментальных исследований трубных сталей;
методика определения вероятностных значений механических характеристик трубных сталей;
- методология прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-
поврежденных труб
Практическая ценность работы.
Разработана методика гидравлических испытаний газопроводных труб, что позволило исследовать прочностные свойства натурных промышленных объектов, имеющих различный уровень дефектности и разный срок эксплуатации в составе действующих газопроводов, в том числе бездефектных газопроводных труб. Методика утверждена в ранге стандарта 00 0 «Севергазпром» СТП 8828-155-99, вступившего в действие с 1 января 2000 года.
Разработана методика вероятностного прогноза механических характеристик трубных сталей на основе статистической обработки фактических данных заводов-изготовителей о трубах, поставляемых при сооружении линейной части газопровода, позволяющая определить с различным уровнем доверительной вероятности служебные характеристики сталей (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение) без проведения традиционных разрушающих испытаний.
Уточнены расчетные зависимости для оценки степени опасности коррозионных повреждений с целью повышения достоверности прогнозных результатов на основе результатов экспериментальных исследований прочности газопроводных труб в зависимости от параметров коррозионных дефектов.
Выполнена оценка качества трубных сталей после их длительной эксплуатации методом металлографических исследований в сопоставлении с их первоначальными механическими свойствами, что обеспечивает возможность обоснования уровня надежности исследованных сталей и целесообразность их использования на линейной части магистральных газопроводов. Установлено, что газопроводные трубы из термоупрочненной стали 17Г2СФ предрасположены к внезапному разрушению после 16 лет эксплуатации, что не позволяет обеспечить безопасную работу газопровода в течение его нормативного срока службы, составляющего 33 года. Данное обстоятельство свидетельствует о целесообразности планомерного вывода из работы этих труб на действующих объектах и отказ от использования при проведении ремонтных работ или при новом строительстве.
Разработана методика прогнозирования и поддержания остаточного ресурса коррозионно-дефектных газопроводных труб, что позволяет оценить степень опасности установленного дефекта, продолжительность его развития до предельного состояния, необходимость, вид и срок осуществления ремонтных мероприятий.
Разработаны «Методические рекомендации по оценке опасности коррозионных дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике магистральных газопроводов», утвержденные в 000 «Севергазпром» и согласованные с Ухтинским отделом Печорского округа Госгортехнадзора России 5 февраля 2001 г.
Практическое использование разработанных рекомендаций позволяет оптимизировать объем восстановительных мероприятий, исходя из фактического влияния дефектов на работоспособность трубопровода, что обеспечивает экономический эффекте размере 215тысяч рублей на 1 км трубопровода диаметром 1420 мм.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы докладовались и обсуждались на Всероссийской научно практической конференции «Решение проблем в транспорте газа» (Ухта, 000 «Севергазпром», 1998 г.), семинарах-совещаниях 0 00 «Севергазпром» по повышению уровня надежности эксплуатации магистральных трубопроводов, ГРС и объектов газоснабжения» (1999, 2002, 2003 гг.), Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа» (Ухта, УГТУ, 2000 г.), Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (Ухта, УГТУ, 2003 г.), VI Международном симпозиуме «Современные проблемы прочности» (Старая Русса, НовГУ, 2003 г.), II Межрегиональной практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (Ухта, УГТУ, 2004 г.), научно-технических и ученых советах 000 «Севергазпром», филиала 000 «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» и Ухтинского государственного технического университета.
Представленная к защите диссертация основывается на результатах, полученных в филиале 0 00 «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз» в период с 1992 по 2003 гг.:
при испытании полномасштабных газопроводных труб, демонтированных из линейной части магистральных газопроводов 0 00 «Севергазпром» в ходе проведения ремонтных мероприятий;
при выполнении лабораторных исследований по оценке качества трубных сталей;
при численном моделировании НДС трубы с локальным утончением стенки.
Кроме того, при написании диссертации автор использовал научный опыт, содержащийся в теоретических и методологических трудах зарубежных и отечественных специалистов, занимающимися проблемами прочности, надежнсти и ресурса конструкций; Харионовского В.В., Иванцова О.М., Болотина В.В., Махутова НА, Теплинского Ю.А., Шарыгина В.М., Широкова М.А, Стеклова О.И., Аладинекого В.В., Гафарова НА, Митрофанова А.В., Киченко СБ., Кифнера, Витха, Даффи, Шеннона, Мэкси и других.
Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы из 137 наименований, приложений. Работа изложена на 176 страницах машинописного текста, содержит 46 рисунков и 22 таблицы.
