Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ проблемы оценки состояния газопроводных систем 8
l.l. Современное состояние газотранспортной системы России 8
1.2. Существующие методы обеспечения надежности магистральных газопроводов ... 24
1.3. Постановка задачи оценки ресурса газопровода и методы ее реализации 36
Выводы по главе 1 диссертации 49
ГЛАВА 2. Методика прогнозирования надежности магистральных газопроводов 50
2.1. Оценка надежности магистральных газопроводов методами экстраполяции 50
2.1.1. Прогнозирование надежности методами динамической экстраполяции 50
2.1.2. Параметрические методы прогнозирования надежности 52
2.2. Методика экспериментальных исследований надежности МГ... 60
2.2.1. Классификация экспериментальных методов 60
2.2.2. Оценка долговечности по цензурированным выборкам данных испытаний образцов 64
2.2.3. Определение точности оценки долговечности по цензурированным выборкам данных испытаний образцов трубной стали 67
2.3. Комплексное прогнозирование надежности с учетом коррозионной усталости металла трубы 76
Выводы по главе 2 диссертации 79
ГЛАВА 3. Оценка ресурса магистрального газопровода 80
3.1. Определение ресурса линейного участка с учетом экспериментально-аналитических исследований надежности 80
3.2. Моделирование режима эксплуатации газопровода 87
3.3. Расчет ресурса газопровода с коррозионными дефектами 90
3.4. Прогнозирование ресурса магистрального газопровода 92
Выводы по главе 3 диссертации 100
ГЛАВА 4. Разработка схемы технического обслуживания и ремонта для обеспечения требуемого уровня надежности магистральных газопроводов 101
4.1. Современные методы и модели технического обслуживания и ремонта газопроводных систем 101
4.2. Обоснование приоритетов вывода в ремонт линейных участков газопровода 111
4.3. Совершенствование технологии ремонта газопроводов 121
Выводы по главе 4 диссертации 129
Общие выводы 130
Список литературы 132
- Существующие методы обеспечения надежности магистральных газопроводов
- Параметрические методы прогнозирования надежности
- Расчет ресурса газопровода с коррозионными дефектами
- Обоснование приоритетов вывода в ремонт линейных участков газопровода
Существующие методы обеспечения надежности магистральных газопроводов
Аварийность на газопроводах за последние годы стабилизировалась на ровне 0,22 случая на 1000 км за счет увеличения объемов внутритрубной .ефектоскопии и ремонта выявленных дефектов, а также снижения рабочего ;авления на аварийных участках. Учитывая перспективы добычи газа в Росли, в том числе Западной Сибири, к 2016 году возникает потребность либо (сконструировать, либо продлевать срок эксплуатации системы газопрово-\ов. Объемы необходимых восстановительных работ постоянно растут, в ка-штальном ремонте нуждается треть эксплуатируемых газопроводов. При )том в последние годы объемы восстановительных работ на газопроводах становятся сопоставимыми с их объемами по строительству новых газопро ЗОДОВ.
По величине диаметра применяемых труб эксплуатируемые газопроводы можно разделить на три основные группы: . I - газопроводы диаметром 1420-1020 мм; II - газопроводы диаметром 820-720 мм; III - газопроводы диаметром менее 720 мм. По типу изоляционного покрытия эксплуатируемые газопроводы можно подразделить на три группы: газопроводы с пленочным, битумным и смешанным типом покрытия. Под смешанным типом покрытия следует понимать чередование пленочного и битумного покрытий на коротких участках газопроводов или применение покрытий на пленочно-битумной основе. Протяженность газопроводов с пленочным покрытием составляет 94,4 тыс. км, (или 62,1% от общей протяженности газопроводов), с заводским трехслойным покрытием 5,3 тыс. км (3,5%), с битумным покрытием - 32,2 тыс. км (21.2%) и смешанным типом покрытия - 20,1 тыс. км (13,2%).
Начиная с 2016 года, восстановление газопроводов, отработавших свой срок, будет не целесообразным, так как с этого периода начинается падающая добыча газа с годовыми объемами падения, близкими к объемам вывода газопроводов из эксплуатации.
Анализ статистических данных показывает, что особое место среди знешних воздействий, оказывающих наибольшее влияние на эксплуатационную надежность магистральных газопроводов, занимает наружная коррозия. Применительно к коррозионному фактору, трубопроводы нового поколения должны, как и современные, иметь комплексную защиту, включающую элек-грохимическую защиту и изоляционные покрытия. В отрасли действует система электрохимической защиты, которая осуществляет катодную защиту от коррозии более 160 тыс. км. газопроводов, коммуникаций газовых промыслов и газоперерабатывающих заводов.
Электрохимическая защита обеспечивается посредством 17,4 тыс. установок катодной защиты, мощностью от 0,6 до 5 кВт каждая, 540 установок гренажной защиты, 37 тыс. установок протекторной защиты. Для электроснабжения установок катодной защиты в эксплуатации находятся более 28 гыс. км. линий электропередач напряжением 6-10 кВт. В целом защищенность от коррозии подземных металлических сооружений ОАО «Газпром» в 2000 г. составила 97,8 %. В соответствии с Программой по электрометрическим обследованиям состояния противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и других коммуникаций, в ОАО «Газпром» ежегодно обследуется 35-36 тыс. км газопроводов, из них 1,8 тыс. км самыми современными способами контроля защищенности, что позволило определить уровни іащищенности и дефекты изоляционного покрытия газопроводов, подвер-кенных такому виду повреждаемости, как стресс-коррозия. Однако, несмотря на довольно большой объем работ, выполняемый предприятиями по обеспечению защиты от коррозии газопроводов отрасли, в связи со старением надежность их работы понижается. Старение трубопроводов связано со снижением защитных свойств изоляционных покрытий, накоплением и развитием дефектов в трубах и сварных соединениях, старением самого трубного ме 13 талла.
В настоящее время решение проблемы антикоррозионной защиты магистральных газопроводов невозможно без внедрения заводской и базовой изоляции труб современными изоляционными материалами, качественного улучшения технологических процессов, связанных с погрузочно-разгрузочными операциями, транспортировкой труб, строительно-монтажными работами, а также контролем качества изоляции на стадии приемки построенных участков газопроводов.
Одной из самых актуальных проблем в отрасли является защита магистральных газопроводов от коррозионного растрескивания под напряжением (стресс-коррозия) [25].
Первые аварийные отказы по причине стресс-коррозионного разрушения труб произошли на газопроводах России в последние 15 лет. Очаги стресс-коррозии обнаружены на магистралях газа Тюментрансгаза, Сургутгазпрома, Баштрансгаза, Пермтрансгаза, Уралтрансгаза, Волготрансгаза и Севергаз-прома.
В 2000 году в опытно - промышленную эксплуатацию приняты два дефектоскопа для обнаружения стресс-коррозии, разработанные Спецнефтегаз и НПО Спектр. Данными дефектоскопами на газопроводах предприятий Тю-ментрансгаз, Волготрансгаз, Пермтрансгаз, Баштрансгаз обследовано 1050 км газопроводов. Выявлено 62 стресс-коррозионных дефекта, большая часть дефектов отремонтирована. Начиная с 1991 года, внутритрубными дефектоскопами обследовано около 60 тыс. км трубопроводов, в том числе 2,9 тыс. км продуктопроводов, ежегодный объем работ 12-13 тыс. км. На начало 2000 года в работе находятся 10 комплексов дефектоскопов для внутритрубной диагностики трубопроводов различного диаметра [114] (рис. 1.1).
Параметрические методы прогнозирования надежности
Статистическая информация об отказах отдельных участков трубопроводов поступает из эксплуатации в форме временных хронологических рядов, исследование динамики которых позволяет оценивать тенденции их изменения. Экстраполируя изменение показателей надежности за пределы периода наблюдений, можно прогнозировать надежность исследуемого трубопровода.
Первые работы по анализу временных рядов, относящиеся к 20-ым годам, не учитывали в полной мере проблем, связанных с особенностями выборочных значений анализируемых показателей динамических рядов. В то время считалось, что классические методы математической статистики не применимы к анализу временных рядов, так как во многих рядах наблюдалась существенная автокорреляция между членами ряда, Это обстоятельство давало основание считать, что при анализе временных рядов нельзя использовать корреляционные модели. Предложение, выдвинутое в работах Кумпенса и Волда [106], использовать при анализе временных рядов регрессионные модели открыло новые возможности развития этого направления.
За последние годы опубликован ряд работ [108], посвященных изучению временных рядов, разработаны математические модели, пригодные для практического применения в различных областях науки и техники для целей прогнозирования и управления.
При использовании теории временных рядов для анализа и прогнозирования динамики показателей надежности трубопроводных конструкций при 51 нята следующая вычислительная процедура. Весь период эксплуатации трубопроводов от пуска (t = 0) до момента окончания наблюдения (t = tk) разделяется на к равных интервалов времени At = const. Каждому значению времени tj=jAt (J = 1, 2, ..., к) соответствует случайное значение показателя надежности yj. В этом случае статистическая информация преобразуется в динамический ряд у (tj), для которого подбирается оптимальная прогнозирующая модель.
В качестве примера для прогнозирования динамики принят следующий хронологический ряд длительности эксплуатации трубопроводов одного диаметра:
Год эксплуатации 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 Наработка на отказ, 104ч 8,4 7,8 12,4 8,6 12,6 9,6 14,0 18,8 15,2 16,8 16,5 Приведенные значения вычислены для трубопроводов с идентичными условиями эксплуатации. Среднее значение ряда соответственно равно 12,79-104 часов. Проверка модели авторегрессии показала ее неэффективность, хотя ряд стационарен. Результаты прогнозирования ресурса трубопровода данного диаметра по простым моделям приведены в табл. 2.1. Точность аппроксимации заданного хронологического ряда указанными выше уравнениями, определяемая среднеквадратичным отклонением, практически одного порядка. Таблица 2.1 Прогноз ресурса трубопровода по различным моделям (в тысячах часов) Тип модели Прогнозируемый метод Среднеквадра-тическаяошибка 1999 2000 2001 Среднего абсолютного приростаСреднего темпа ростаУравнения прямойУравнения параболы 2-го порядкаПоказательной функцииПараболы 2-го порядка с логарифмированием наработокКонечных разностей 173177 185184 197 187 181 181189194193 213 197 191 189202 203201 230 201 202 ±2,1±2,3 2,02,12,12,02,1
Ретроспективная информация для анализа надежности трубопроводов имеет небольшой объем, выборки периодов до отказа являются многократно цензурированными из-за различной длительности эксплуатации с начала пуска до момента наблюдения. Случайность отказов определяет случайный характер цензурирования.
Эти особенности не позволяют на основе эксплуатационной информации об отказах получить полную выборку периодов до отказа ни по отдельным участкам, ни по трубопроводу в целом. Следовательно, применение классических методов математической статистики, базирующихся на полных выборках, для анализа надежности трубопроводов неправомерно. В этих условиях вполне оправдано получили развитие приближенные методы оценки параметров гипотетических законов распределения по многократно и случайно цензурированным выборкам. В работе приведен параметрический метод прогнозирования - метод накопленных частностей, в основе которого лежит функция r(t) = -\n[l-F(t)l где F(t) - функция распределения вероятности отказа в течение времени t. Функция r(f) названа функцией накопления интенсивности.
Достоинство данного метода заключается в приведении дополнительной информации. Суть метода применительно к анализу надежности отдельных участков трубопровода сводится к следующему. Рассматривается совокупность труб определенного типоразмера за период наблюдения. В течение подконтрольной эксплуатации будут зафиксированы отказы однотипных участков с соответствующими периодами эксплуатации Tf (і = \,т). Длительность эксплуатации на конец наблюдения неотказавших участков, а также работающих после восстановления (ремонта) определяются как цензурирован ные tj(J = \,п) и включаются как дополнительная информация. Объем выборки в данном случае будет равен N = т+п. Строится вариационный ряд из реальных и цензурированных наработок. При этом возможны случаи нескольких отказов а, или нескольких цензурирований bf в одной точке. Выборочное значение накопленной частости определяется по формуле: К )=Z- -. У=1 Сам метод основан на использовании коэффициента корреляции, который, как известно, является мерой линейной зависимости случайных переменных. Для гипотетических законов (нормального, логнормального, экспоненциального, Вейбулла) можно получить линейные зависимости типа ф(0 = с + h-q[r{t)}, где с и h - параметры распределения; ф(?) и q[r(t)\ - некоторые известные функции наработки до отказа и накопленной частости соответственно.
По этим зависимостям графическим путем с или путем расчета коэффициентов корреляции определяется соответствие статистики гипотетическому закону распределения и осуществляется приближенная оценка параметров выбранного закона. Приближенные значения параметров затем уточняются по методу максимума правдоподобия. В исходных данных (вариационный ряд) возможны случаи, когда некоторое число первых членов таких, что at= О, і = 1,и0, т.е. имеются цензурированные периоды, меньшие первого периода, до отказа. Таким периодам соответствует нулевое значение накопленной частости, которое нельзя логарифмировать. Поэтому коэффициент корреляции следует вычислять по (N - «о) последним членам ряда.
Предпочтение отдается тому закону, которому соответствует максимальное значение коэффициента корреляции.
В работе [ИЗ] предложен приближенный метод оценки параметров распределения по многократно и случайно усеченным выборкам - метод динамики частостей. Суть заключается в том, что по эмпирическим частостям. определенным в моменты возникновения отказов, выбираются теоретический закон распределения и наилучшие оценки его параметров.
Расчет ресурса газопровода с коррозионными дефектами
Сущность вероятностных методов расчета строительных конструкций на надежность определена В. В. Болотиным, Б. М. Колотилкиным, В. А. Ржа-ницыным, А. Г. Ройтманом и др [15, 103-105, 107]. Проблема обеспечения надежности связана, как правило, с количественной оценкой вероятности безотказной работы с учетом заданного режима эксплуатации или обоснования экономически целесообразной надежности на основе анализа интенсивности нагрузок. Вероятностные методы позволяют выделить в качестве самостоятельных задач исследование процессов износа строительных конструкций, сопровождающегося снижением прочности и увеличением интенсивности отказов конструктивных элементов.
Как показано в главе 2 методика прогнозирования ресурса участка газопровода и других показателей его эксплуатационной надежности в принципе не отличается от методики прогнозирования на стадии проектирования. Различие состоит в том, что в дополнение к априорной проектной информации используется текущая информация, полученная при эксплуатации. На основании полученной информации устанавливается оптимальный момент либо для прекращения эксплуатации трубы, либо для проведения ее инспекции, если контроль состояния не ведется непрерывно.
Существуют два вида методов, учитывающих физические причины отказов: один из них рассматривает надежность как вероятностную прочность, оперируя случайными величинами, другой - как вероятность выброса случайного процесса (поля) за заданный уровень.
Метод расчета надежности как вероятностной прочности был разработан в 1926 - 1929 годах Хоциаловым Н. Ф. и Майером М. [2], но развивался слабо. Лишь работы Стрелецкого И. С, Ржаницына А. Р., Шора Я. Б. и др. ученых [126] стали постепенно вводить этот метод в практику. Показателем надежности в этих расчетах является вероятность превышения несущей способности над действующими нагрузками, при этом оба фактора рассматриваются как случайные величины. В качестве исходных данных также используются статистические данные по прочностным характеристикам конструкционного материала (ов, ат, Е), геометрическим параметром, внешним нагрузкам. Методы этого направления учитывают причины, приводящие к отказу, так как рассматриваются внешние нагрузки, действующие на конструкции, и ее несущая способность, но не учитывают фактор времени, что сужает границы применения этого направления при расчетах надежности. Наиболее общий метод, основанный на теории множеств, создан Болотиным В. В. [101]. Согласно этому методу вводится некоторое пространство качества системы (диагностическое пространство) W, область допустимых состояний системы D и траектория изменения качества системы во времени. Если в диагностическом пространстве W выделить область D, соответствующую работоспособному состоянию объекта, то целесообразно принять следующее, участок газопровода, работоспособный при t tk, можно эксплуатировать до момента времени 4+i h, если при всех t е (tk, 4+1) выполнено условие, что прогнозируемый процесс со (t/Tk) є D. В рамках этой схемы возможен учет случайного характера процесса w(t), если в каждой точке пространства W задать значение вероятности потери работоспособности.
Применительно к магистральным трубопроводам основным понятием ресурса является индивидуальный остаточный ресурс - продолжительность эксплуатации от данного момента времени до достижения предельного состояния. Индивидуальное прогнозирование ресурса не только позволяет предупреждать возможные отказы, но и более правильно планировать режимы эксплуатации и профилактические мероприятия. В ряде случаев рентабельная эксплуатация может быть продолжена в условиях сниженных нагрузок. Поэтому можно рассматривать прогнозирование индивидуального остаточного ресурса как своего рода систему управления процессом эксплуатации и технического обслуживания.
Прогноз ресурса трубопровода осуществляется на основе статистических сведений о реальных внешних воздействиях за период эксплуатации, комплексах типовых и экспериментально найденных специализированных характеристик состояния металла труб, результатов диагностических обсле 84 дований и в настоящее время методики его оценки представлены в работах целого ряда организаций - Института машиноведения, НФИМАШ, ИНТЭР, МЭИ, ВНИИСТ и др.
На ранней стадии создания методического аппарата для определения долговечности ресурс определялся по показателю прочности. Современная практика прогноза остаточного ресурса базируется на методах оценки долговечности дефектосодержащего элемента трубопровода на основе получаемой внутритрубными инспекционными снарядами информации по параметрам дефектов стенки трубы (дефектоскопы ультразвукового или магнитного принципа действия) и параметрам дефектов геометрии трубы. Для дефектов механического и металлургического происхождения оценка долговечности ведется по критерию сопротивления деформированию и разрушению при малоцикловом нагружении внутренним давлением. Для поверхностных дефектов стенки за предельное состояние принимается образование микротрещин в зонах наибольшей местной нагруженное.
Для трещиноподобных дефектов долговечность определяется временем роста усталостной трещины до критических размеров. Однако в описанных методах интерпретация и определение дефектов зависит от точности и разрешающей способности дефектоскопов, что пока не дает возможности учитывать начальную фазу образования дефектов. Для оценки остаточного ресурса трубопровода необходимо внедрение в практику расчетов современных критериев механики разрушения, статистико-вероятностных методов прогнозирования, описанных в предыдущей главе.
Так ресурс участка трубопровода определяется как наименьший ресурс труб с дефектами, при этом оцениваются механические характеристики металла, параметры дефектов, нагруженность от внутреннего давления и внешних сил, учитываются «старение» трубной стали и коррозия. Методика предполагает, что прочность и долговечность участка трубопровода определяются следующими факторами: механическими характеристиками металла трубы и сварных швов (предел текучести, запас пластичности, трещиностойкость); склонностью сталей изменять механические свойства вследствие деформационного старения (охрупчивания); дефектностью трубы (повреждения, дефекты, их геометрия, размеры); агрессивностью перекачиваемого продукта и коррозией трубы; характеристиками нагрузки, рабочим давлением, действующими напряжениями в стенке трубопровода от внутренних давлений и внешних воздействий. Достоверность найденного ресурса напрямую зависит от надежности и точности исходной информации.
Обоснование приоритетов вывода в ремонт линейных участков газопровода
Под предаварийным состоянием понимается такое техническое состояние газопровода, при котором с вероятностью 0,9 в рамках горизонта текущего планирования (1-2 года) возможен отказ.
Состояние, требующее ремонта, определяется как состояние, при котором работоспособность газопровода с вероятностью 0,9 сохранится в пределах горизонта перспективного планирования (5 лет), но не превысит его.
Работоспособным состоянием газопровода следует назвать такое состояние, когда остаточный ресурс превысит 5 лет.
Пятилетний срок выбран исходя из среднестатистического периода диагностических обследований.
Наиболее характерные предельные состояния, ограничивающие возможность нормальной эксплуатации газопровода: - определяемое несущей способностью из условия прочности (условия образования текучести в основном сечении элементов или условия разрушения при статических и повторно статических нагрузках); - обусловленные наибольшей деформацией при статических нагрузках, колебаниями при динамических; - характеризуемые максимально допустимыми местными повреждениями (деформациями, трещинами, коррозионными язвами и т.д.).
Возможно сочетание нескольких предельных состояний. Таким образом, для принятия решений о степени опасности состояния рассматриваемого линейного участка и определения целесообразности проведения ремонтно-восстановительных работ должны быть обобщены материалы, определяющие проектные, строительные, эксплуатационные параметры газопровода, данные диагностического обследования и их интерпретации, а также параметры возможного технико-экономического риска, характеризуемого совокупной оценкой ущерба, потерь и затрат, обусловленными проведением плановых и аварийно-восстановительных работ на газопроводе, изменением производительности и объемов поставки продукта, а также техногенным воздействием на окружающую среду.
Технико-экономическое обоснование видов и объемов ремонта с учетом наличия опасных и потенциально опасных дефектов и плотности распределения дефектов по длине трубопровода, технологии производства работ и области применения каждого метода должно осуществляться в соответствии с утвержденными технологическими схемами производства ремонтных работ индивидуально для каждого участка газопровода.
При планировании вывода линейного участка в ремонт по техническому состоянию, оцениваемому на основании диагностической информации, следует осуществлять планирование видов и объемов ремонта с учетом: - диагностического обследования; - состояния изоляционного покрытия; - оценки геометрического положения; - профилеметрии; Ремонтно-восстановительные работы осуществляются в виде капитального ремонта и аварийно-восстановительных работ.
Капитальный ремонт реализуется в плановом порядке с целью восстановления проектных характеристик эксплуатируемого участка газопровода. По характеру выполняемых работ капитальный ремонт может быть связан с заменой старой и дефектной изоляции; восстановлением стенки трубы и восстановлением геометрии трубы; выборочной или полной заменой труб.
Аварийно-восстановительный ремонт производится по факту возникновения неработоспособного состояния участка газопровода, а его объемы и технология производства работ определяются характером повреждений.
Планирование выборочного капитального ремонта газопровода по данным диагностических обследований производится на основе оценки его эффективности. Показатель, характеризующий эффективность капитального ремонта, сформированным в рамках методологии, предложенной в главе 3 настоящей работы.
При динамической постановке задачи должен быть проведен анализ функционирования газопровода за данный промежуток времени при извест 114 ном плане выборочного капитального ремонта, сформированным в рамках методологии, предложенной в главе 3 диссертации.
Основным показателем эффективности газотранспортной системы за рассматриваемый период времени является прибыль. С этой точки зрения проведение любого типа ремонта линейной части (кроме аварийного) экономически невыгодно, поскольку капиталовложения в этот вид деятельности не приносят прямого эффекта. Задача построения критерия эффективности выборочного капитального ремонта магистрального газопровода состоит в оценке затрат на устранение возможных аварий в межремонтный период, причем необходим учет взаимосвязи этого показателя с планом проведения ремонтных работ.
Для оценки эффективности капитального ремонта газопровода в динамической постановке задачи используется функционал: 3 =Езе + 2 (4.2) где: Z Уав - величина вероятного ущерба от аварии в межремонтный период за рассматриваемый промежуток времени (период планирования); 3С - суммарные затраты на проведение ремонтов в рассматриваемый период. Суммарные затраты на ремонт линейного участка магистрального газопровода в рассматриваемый период времени определяются выражением: ІЗс=зсі (4.3) i=i где: N- число ремонтов, проводимых на рассматриваемом временном интервале; ЗСІ - суммарные затраты на проведение каждого ремонта. В общем случае модель оценки ущерба от вероятных в межремонтный период аварий и последствий отказов может быть представлена в виде:
