Содержание к диссертации
Введение
1 Проблема снижения несушей способности нефтепродукто проводов 13
1.1 Анализ фактической надежности нефтепродуктопроводов 13
1.2 Факторы, связанные со снижением несущей способности нефтепродуктопроводов 27
1.3 Методы расчета на прочность нефтепродуктопроводов 30
1.4 Методы ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов 40
Выводы по главе 1 48
2 Исследование и разработка метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию 50
2.1 Экспериментальные исследования образцов трубных сталей и труб на статическую и малоцикловую прочность 50
2.2 Теоретическая оценка показателя относительной поврежденно сти металла труб 61
2.3 Разработка метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию 65
Выводы по главе 2 71
3 Исследование и разработка критериев оценки степени опасности дефектов и методики выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов 73
3.1 Разработка расчетного метода определения ресурса дефектного участка нефтепродуктопровода 73
3.2 Выбор и обоснование критериев оценки степени опасности дефектов 82
3.3 Классификация факторов, влияющих на выбор метода ремонта дефектного участка нефтепродуктопровода
3.4 Разработка методики выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов 93
Выводы по главе 3 102
4 Обеспечение надежности нефтепродуктопроводов регулированием рабочего давления на выходе перекачивающей станции 103
4.1 Разработка методики определения допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции 103
4.2 Сравнительная оценка разрешенной производительности нефте-продуктопровода 118
4.3 Структурная схема формирования регламента функционирования нефтепродуктопровода 121
Выводы по главе 4 122
Основные выводы и рекомендации 125
- Факторы, связанные со снижением несущей способности нефтепродуктопроводов
- Методы ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов
- Разработка метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию
- Сравнительная оценка разрешенной производительности нефте-продуктопровода
Факторы, связанные со снижением несущей способности нефтепродуктопроводов
Третья глава посвящена разработке новых критериев оценки степени опасности дефектов и методики выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов.
Рассмотрены основные факторы, влияющие на выбор метода ремонта дефектного участка нефтепродуктопровода. Дана классификация этих факторов.
Предложены критерии оценки степени опасности дефектов по их статической и динамической устойчивости.
По критерию статической устойчивости предложено оценивать опасность классических (неострых) дефектов, классифицируемых как потеря металла (утонение стенки) трубы.
По критерию динамической устойчивости предложено оценивать опасность трещин и классических дефектов, классифицируемых как локальные концентраторы напряжений в основном металле и сварных соединениях.
Рассмотрен методический подход к решению основной задачи обоснования возможных вариантов реализации методов ремонта, в основу которого заложено установление сочетаний влияющих факторов по предложенной классификации.
В разработанной методике предложены порядок и последовательность выполнения работ по обеспечению возможных вариантов реализации методов ремонта с учетом допустимых сочетаний влияющих факторов, ограничений на геометрические размеры ремонтных конструкций и технических требований на их применение.
На основании факторного анализа и установления допустимых сочетаний факторов с учетом приспособленности ремонтных конструкций предложены возможные варианты оперативного выбора методов ремонта дефектных участков.
Четвертая глава посвящена разработке методики определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции (после регулирующего устройства) при снижении несущей способности трубопровода. Дано решение обратной задачи проектирования однониточно-го нефтепродуктопровода с переменной несущей способностью труб, необходимое для корреляции технологического режима работы и технического состояния действующего нефтепродуктопровода.
Проведена сравнительная оценка разрешенной производительности нефтепродуктопровода. Предложена формула для поверочного расчета разрешенной производительности нефтепродуктопровода. Получено аналитическое решение поправочного коэффициента, учитывающего техническое состояние собственно трубопровода.
Особое внимание уделено вопросам разработки структуры и программы формирования регламента функционирования длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов.
Вопросам обеспечения надежности магистральных трубопроводов большое внимание уделялось в работах целого ряда отечественных и зарубежных ученых, таких как О.М. Иванцов, Э.М. Ясин, А.Г. Гумеров, И.Г. Абдуллин, Х.А. Азметов, В.Д. Черняев, М.П. Анучкин, Э.М. Гутман, Р.С. Зайнуллин, Р.С. Гумеров, К.М. Ямалеев, О.И. Стеклов, В.В. Харионовский, К.В. Черняев, К.М. Гумеров, Д.Ф. Кифнер, P.P. Фесслер и др.
Несмотря на развитие методов и средств обеспечения надежности магистральных трубопроводов и достигнутые при этом успехи, некоторые вопросы, в частности, для длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов, остаются открытыми.
Среди них можно выделить след тощие: -не в полной мере изучены особенности снижения несущей способности нефтепродуктопроводов; - необходимы исследования с целью разработки метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию; -необходимы разработка новых критериев оценки степени опасности дефектов и решение задачи оперативного выбора методов ремонта де 10 фектных участков нефтепродуктопроводов из условия обеспечения их надежности; -требуется разработка методики определения допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции (после регулирующего устройства) при снижении несущей способности нефтепродуктопровода. Цель диссертационной работы - разработка научно обоснованных методов обеспечения надежности длительно эксплуатируемых магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности их линейной части. Основные задачи исследований: 1. Изучение особенностей снижения несущей способности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов. 2. Совершенствование метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию. 3. Разработка новых критериев оценки степени опасности дефектов и последующее решение задачи оперативного выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов. 4. Разработка методики определения допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции (после регулирующего устройства) при снижении несущей способности нефтепродуктопровода. Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путем теоретических и экспериментальных исследований прочности и долговечности трубных сталей и труб, бывших в эксплуатации, в лабораторных и стендовых условиях. При проведении теоретических исследований применялись методы исследований физики отказов и анализа надежности, расчетов на прочность и долговечность магистральных трубопроводов.
Научная новизна 1. Показано, что особенностями снижения несущей способности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов являются интенсификация процесса накопления в металле труб усталостных повреждений из-за активизации влияния концентраторов напряжений на уровне браковочного минимума, ухудшение механических свойств, проявляющееся в повышении прочностных показателей при снижении пластичности и ударной вязкости трубных сталей, что характеризуется снижением сопротивляемости их хрупкому разрушению.
2. Получена аналитическая зависимость для расчета поправочного коэффициента, предложенного для внесения его в формулу расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию, учитывающего усталость, концентрацию напряжений и локальное охрупчивание металла труб.
3. Разработаны новые критерии оценки степени опасности дефектов по их статической и динамической устойчивости, а также решена задача оперативного выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродукто-провода из условия обеспечения надежности.
Предложена новая методика определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции при снижении несущей способности длительно эксплуатируемого нефтепродуктопровода. Практическая значимость и реализация результатов работы Разработанные методики определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции магистрального нефтепродуктопровода и выбора методов ремонта дефектных участков трубопровода позволяют принимать научно обоснованные решения по обеспечению надежности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов.
Результаты работы используются при разработке технологических регламентов (карт режимов) работы нефтепродуктопроводов, которые являются одними из основных нормативно-технических документов, используемых подразделениями акционерных обществ при технической эксплуатации нефтепродуктопроводов.
Методы ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов
Муфта - «Ml» - может быть использована с технологическими кольцами и без них. Длина (вдоль трубы) муфты без технологических колец должна быть в пределах 150 - 300 мм. При длине муфты более 300 мм должны быть использованы технологические кольца. Длина технологических колец должна быть не менее 65, 80, 110 мм для труб диаметром 426, 530, 720 мм соответственно.
Муфта - «М2» - должна быть использована с технологическими кольцами. Длина муфты должна быть в пределах от 300 мм до трех диаметров ремонтируемой трубы. Длина технологичерких колец должна быть не менее 0,15-Дн (Дн - наружный диаметр ремонтируемой трубы).
Муфта - «МЗ» - должна быть собрана из односекционных муфт -«М2» - и иметь длину не более трех односекционных муфт. По концам готовой муфты - «МЗ» - должны быть установлены технологические кольца, аналогичные кольцам односекционной муфты.
Галтельная муфта - «Г» или «ГА» - должна иметь длину (вдоль трубы) в пределах 200 - 300 мм.
Стальная пробка - «Ч» - должна быть в диаметре не более 8 мм. Стальная пробка - «ЧА» - должна быть в диаметре не более 40 мм.
Ремонт бандажированием стеклопластиковой оболочкой - «Б1» -заключается в восстановлении несущей способности труб из-за коррозионного износа внешней поверхности трубопроводов диаметром 273-720 мм с применением высокопрочных стеклопластиков.
Композитно-спиральную муфту - «Б2» - с композитной лентой шириной от 100 до 400 мм следует использовать для ремонта трубопроводов в соответствии с Инструкцией [58].
Конструкция и размеры бандажа - «БЗ» - должны быть аналогичны муфте - «М2». Бандажирование должно быть выполнено без технологических колец и приварки муфты к телу ремонтируемого трубопровода. Между муфтой и трубопроводом не должно быть зазора. Концевые части муфты должны быть изолированы и герметичны с целью исключения попадания влаги между муфтой и трубой.
Ремонт с применением композитно-муфтовой технологии - «Б4» (КМТ) - следует проводить установкой неприварных муфт в соответствии с требованиями нормативного документа [59].
Метод ремонта «Ш» следует применять при наличии дефектов глубиной, не превышающей 10 % номинальной толщины стенки труб. Метод ремонта «Н» следует применять для заварки одиночных коррозионных язв диаметром не более 20 мм и наплавки металла на повреждениях глубиной более 0,5 мм, но не более 30 % от толщины стенки труб. Аварийный хомут - «ХА» - должен быть шириной в пределах 200-300 мм. Муфта «бутылочная» - «БА» - должна состоять из одной центральной цилиндрической и двух конических частей, двух плоских муфт и технологических колец. Длина центральной части муфты для трубопроводов с диаметрами 325 - 720 мм должна быть соответственно 300 - 700 мм. Длина конической части муфты должна быть равна диаметру ремонтируемой трубы. Длина плоской муфты должна быть в два раза меньше длины центральной муфты. Длина технологического кольца должна составлять 15 % от диаметра ремонтируемого трубопровода. Диаметр центральной части муфты должен соответствовать диаметру трубы следующего большего по номинальному ряду диаметра ремонтируемого трубопровода. При выборе метода ремонта должны быть учтены следующие требования: заплаты, муфты, технологические кольца, хомуты, металлические оболочки бандажей (неприварные муфты) должны быть изготовлены из трубных сталей и труб, механические свойства, химический состав и толщина стенки которых такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода; ремонтные конструкции должны перекрывать дефектное место не менее чем на 40 мм от края дефекта; места электросварочного соединения трубы с заплатой или муфтой должны быть без дефектов и повреждений; взаимное расположение ремонтной конструкции и сварных соединений трубопровода - не менее 100 мм, взаимное расположение близлежащих ремонтных конструкций - не менее 100 мм.
Многообразие возможных случаев необходимости ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов требует применения всего комплекса предложенных методов ремонта во взаимосвязи с принятием оперативных решений в полевых условиях. Здесь недостаточно разработаны методические подходы по выбору критериев оценки степени опасности дефектов и самого метода ремонта. Анализ результатов ранее выполненных исследований указывает на необходимость разработки новых критериев оценки степени опасности дефектов. Требуется научно обоснованная классификация факторов, влияющих на выбор метода ремонта участков нефтепродуктопроводов. Для оперативного принятия решений по выбору методов ремонта требуется разработка возможных вариантов их реализации с учетом сочетания влияющих факторов.
Разработка метода поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию
Таким образом, предложенный расчетный метод определения ресурса дефектного участка нефтепродуктопровода учитывает четыре характерных процесса разрушения труб и позволяет установить такой ресурс, который дает гарантию безопасности дальнейшей эксплуатации трубопровода.
Дефект нефтепродуктопровода - это отклонение геометрического параметра стенки трубы и сварного шва, показатели качества материала трубы, не соответствующие требованиям действующих нормативных документов и возникающие при изготовлении трубы, строительстве и эксплуатации нефтепродуктопровода, а также установленные конструктивные элементы и соединительные детали, обнаруженные в результате технического диагностирования или по результатам обследований и анализа исполнительной документации.
Известно из практики, что дефекты, обнаруженные на нефтепродук-топроводе подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту, которые в свою очередь подразделяются по степени опасности на дефекты, подлежащие ремонту, и дефекты первоочередного ремонта. Для определения степени опасности дефектов и выборе методов их ремонта используются различные подходы, в частности путем обоснования физики отказов или по технико-экономическим соображениям [59]. В настоящее время отсутствуют решения этого вопроса на основе системного анализа с учетом значимых факторов, влияющих на работоспособность дефектного участка.
В работе нами предложены новые критерии оценки степени опасности дефектов во взаимосвязи со значимостью дефектов и в сочетании с факторами, влияющими на выбор метода ремонта. Дефекты локальных участков трубопровода классифицированы на опасные и неопасные. Неопасными дефектами следует считать допустимые дефекты по стандартам и техническим условиям на трубы, строительным нормам и пра 83 вилам для магистральных трубопроводов. Опасные дефекты классифицированы по значимости как критические, значительные и малозначительные.
К недопустимым дефектам следует отнести заводские (на трубы) и строительно-монтажные дефекты, а также дефекты, возникающие на стадии эксплуатации нефтепродуктопроводов из-за коррозии, усталости и старения трубной стали, перенапряжения (дополнительного изгиба) участков трубопроводов из-за внешних неучтенных нагрузок и воздействий, внесения в трубопровод недопустимых строительно-монтажных дефектов или ремонтных конструкций при капитальном и аварийно-восстановительных ремонтах.
При определении характера дефектосодержания в номенклатуре дефектов выделены четыре подразделения дефектов: сплошности основного металла и сварных соединений; геометрии труб, сварных швов и сварных соединений; геометрии участков (плетей) трубопроводов; механических показателей стали (прочности, твердости, вязкости и пластичности основного металла и сварных соединений).
При техническом диагностировании нефтепродуктопроводов номенклатура дефектов классифицируется согласно [81, 87] по пяти интегрированным уровням с целью установления: геометрической неоднородности труб с проявлением овальности, сужения проходного сечения, вмятины и гофры; несплошности металла труб с проявлением точечно- язвенной коррозии и местного утонения стенки, расслоения, заката, сегрегации, риски, царапины, задира, забоины и т.п.; несплошности металла кольцевых (поперечных) сварных соединений с проявлением точечно- язвенной коррозии, трещины, непровара, несплавления, подреза, скопления пор и твердых включений; несшгошности основного металла и продольных сварных соединений с проявлением трещины и трещиноподобного (острого) дефекта; напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода с проявлением изгиба труб, угловатости кольцевых сварных соединений и т.п. При выборе метода ремонта номенклатура дефектов нами классифицирована по девяти группам наиболее характерных дефектов нефтепро-дуктопроводов, проявляющихся при их эксплуатации. В таблице 3.3 приведена классификация дефектов по указанным группам.
Сравнительная оценка разрешенной производительности нефте-продуктопровода
Построение линии эпюры предельно допустимых рабочих давлений включает: - выбор множества локальных участков (расчетных точек) на профиле нефтепродуктопровода по данным ранжирования трассы, технической диагностики и статистических данных по авариям и повреждениям; - расчет предельно допустимого рабочего давления для каждого выбранного локального участка (точки профиля) трубопровода; - отметку на профиле величины предельно допустимого рабочего давления в метрах водяного столба (м вод. ст.) на перпендикуляре, восстановленном от высотной отметки на каждом конкретном локальном участке трубопровода; - проведение линии эпюры предельно допустимых рабочих давлений по расчетным точкам. Количество расчетных точек определяется количеством однотипных участков в соответствии с установленным ранжированием трассы. Суммар 105 ная длина однотипных участков, вплоть до одной трубы, должна быть равной длине всей трассы. На профиле должны быть отмечены расчетные точки предельно допустимых рабочих давлений, а также наименование ПС и РП ПС, километр и пикет трассы, длина пикета в метрах, категории участков, диаметр и толщина стенки труб, марки сталей. Ранжирование трассы следует выполнять в следующем порядке: - для каждого пикета трассы устанавливаются категории участков и их границы; - каждый категорированный участок на пикете трассы разбивается на однотипные участки, вплоть до одной трубы, с указанием сроков эксплуатации, длины и диаметра трубы, толщины стенки и марки сталей; - для каждого однотипного участка определяются по стандарту или сертификату численные значения механических показателей и химический состав трубной стали, а также значения коэффициентов надежности по нагрузке, условиям работы, надежности по материалу и по назначению трубопровода в соответствии с требованием СНиП 2.05.06-85 .
В однотипные участки трубопроводов следует включать дефектные места с концентрацией напряжений менее или равной расчетному значению а0(Тэ) по формуле (2.10).
Дефектные места в трубопроводе с концентрацией напряжений а0(Тэ) более расчетного значения определяются по формуле (2.10), а также места с трещиной в металле и трещиноподобными дефектами должны быть заранее отремонтированы до установления максимально допустимого рабочего давления на выходе ПС. Практическое построение эпюры предельных рабочих давлений по участкам трубопровода должно производиться в следующей последовательности: - для каждой расчетной точки трубопровода предельно допустимое рабочее давление, полученное расчетным путем по формуле (2.17), отклады 106 вается в м вод. ст. на перпендикуляре, восстановленном от высотной отметки трубопровода в данной точке на профиле; - по построенному таким образом множеству точек проводится лома ная линия эпюры предельно допустимого рабочего давления для всего участ ка нефтепродуктопровода. Масштаб откладываемого предельно допустимого рабочего давления в м вод. ст. должен соответствовать вертикальному масштабу профиля нефтепродуктопровода, выраженному в метрах. Максимально допустимое рабочее давление на ПС (после регулирующего устройства) определяется последовательно путем: - построения линии гидравлического уклона от самой последней по ходу продукта ПС, принимающей продукт в резервуары (РП ПС), до любой предыдущей (промежуточной или головной) станции (ПС), для которой определяется максимально допустимое рабочее давление;
- определение максимально допустимого рабочего давления как разности значений (м вод. ст.) высотной отметки точки, найденной в результате пересечения линии гидравлического уклона с вертикальной шкалой высотных отметок ПС, и высотной отметки трубопровода на той же ПС.
Линия гидравлического уклона, необходимая для расчета максимально допустимого рабочего давления, не должна пересекать линию эпюры расчетных предельных рабочих давлений, в крайнем случае, линия гидравлического уклона должна проходить выше (не менее 10 м) над перевальной точкой для исключения образования самотечных участков. В то же время линия гидравлического уклона должна проходить ниже максимальной отметки эпюры предельных рабочих давлений для обеспечения безаварийной работы.
Максимально допустимое рабочее давление на ПС определяется путем построения линии гидравлического уклона в следующем порядке: - на шкале высотных отметок РП ПС, принимающей продукт перекач ки в резервуары, откладывается точка А на высоте Н„ метров, равной макси 107 мальной высоте взлива резервуаров от высотной отметки профиля нефтепродуктопровода, что показано на рисунке 4.1; - на построенной линии эпюры предельно допустимых рабочих давлений находится контрольная точка В, соответствующая минимальному значению предельно допустимых рабочих давлений; - по точкам А и В проводится линия гидравлического уклона в направлении к шкале высотных отметок ПС, для которой определяется максимально допустимое рабочее давление; - определяется значение высотной отметки в метрах в точке пересечения построенной линии гидравлического уклона со шкалой высотных отметок ПС; - устанавливается разница значений высотной отметки в метрах в точке, найденной в результате построения линии гидравлического уклона на шкале высотных отметок ПС, и высотной отметки трубопровода на ПС; - приводится (при необходимости) в соответствие с масштабом откладываемого максимально допустимого рабочего давления в м вод. ст. с вертикальным масштабом профиля МНПП, выраженным в метрах; - определяется максимально допустимое рабочее давление в м вод. ст. (кг/см2).
В случае наличия лупинга (вставки) или телескопического трубопровода гидравлический уклон однотрубного нефтепродуктопровода следует строить с учетом гидравлического уклона лупинга (вставки) или телескопического трубопровода.
При построении гидравлического уклона можно выбрать на профиле другую контрольную точку, если на предыдущей контрольной точке В участка трубопровода произвести ремонт с восстановлением несущей способности или осуществить прокладку лупинга (или вставки).
