Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ методов диагностирования линейной части магистральных газопроводов . 8
1.1 Методы и средства технического диагностирования. 8
1.2. Система диагностического обслуживания. 14
1.3 Системный подход к техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов. 16
1.4 Схема технического диагностирования линейной части магистральных газопроводов. 21
Глава 2. Разработка приоритета обследования и технического диагностирования магистральных газопроводов, не подготовленных к внутритрубной диагностики. 23
2.1 Методика определения приоритета обследования линейной части магистральных газопроводов через автомобильные, железнодорожные и подводные переходы. 23
2.1.1 Критерии определения приоритета по техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов. 23
2.1.2 Определение на основе экспертной оценки ожидаемой локальной интенсивности аварий сроков безопасной эксплуатации участка газопровода Казань- Горький 26
2.1.3 Критерии определения очередности обследования переходов через железные и автомобильные дороги 34
2.1.4 Определения очередности технического диагностирования переходов через автомобильные и железные дороги. 36
2.1.5 Критерии определения очередности обследования подводных переходов. 39
2.1.6 Определения очередности технического диагностирования подводных переходов 41
Глава 3. Методика технического диагностирования магистральных газопроводов, не подготовленных к проведению внутритрубной дефектоскопии 42
3.1 Определение показателей технического состояния магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта». 54
Глава 4. Диагностика коррозионных и стресс-коррозионных дефектов . 57
4.1 .Статистическая обработка стресс-коррозионных дефектов по результатам
4.2. Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистральных газопроводов для обнаружения стресс-коррозионных дефектов 60
4.3. Ранжирование стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности 63
4.4. Статистическая обработка коррозионных дефектов по результатам внутритрубной инспекции 67
4.5. Определение сроков проведения внутритрубной дефектоскопии для обнаружения коррозионных дефектов 69
4.6. Ранжирование коррозионных дефектов по степени их опасности 72
4.7. Результаты статистической обработки коррозионных дефектов МГ Вильнюс-Калининград ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» 75
4.8. Определение сроков проведения внутритрубной дефектоскопии МГ Вильнюс-Калининград ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» 77
4.9. Результаты статистической обработки стресс-коррозионных дефектов МГПунга-Ухта-Грязовец-4 ООО «Газпром трансгаз Ухта» 78
4.10. Определение сроков проведения внутритрубной дефектоскопии МГ Пунга-Ухта-Грязовец-4 ООО «Газпром трансгаз Ухта». 79
4.11 Оптимизация планов проведения ВТД в ООО «Газпром трансгаз Югорск». 80
4.12 Методика определение времени проведения повторного обследования участка магистрального газопровода по результатам экспертной оценки
интенсивности отказов, составленной на основе комплексного диагностирования технического состояния газопровода. 91
4.13 Определение времени проведения комплексного обследования по результатам экспертной оценки на МГ Вуктыл-Ухта II 93
Глава 5. Исследование технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции 94
5.1. Критерий оценки технического состояния линейной части магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. 94
5.2. Формиромирование рангов опасности дефектов . 96
5.3 Алгоритм принятия решений по определению технического состояния линейной части магистральных газопроводов 106
5.4 Прогнозирование технического состояния линейной части магистральных газопроводов 110
Основные результаты и выводы 115
Литература
- Системный подход к техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов.
- Определение на основе экспертной оценки ожидаемой локальной интенсивности аварий сроков безопасной эксплуатации участка газопровода Казань- Горький
- Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистральных газопроводов для обнаружения стресс-коррозионных дефектов
- Формиромирование рангов опасности дефектов
Введение к работе
Актуальность темы. С увеличением сроков эксплуатации и неуклонным старением системы газопроводов разного масштаба и назначения возрастает вероятность их отказов по причине развития коррозии и стресс-коррозии. Многие существующие газопроводы построены в однониточном исполнении и обеспечивают газоснабжение городов и промышленных предприятий, перебои поставок газа которым недопустимы. В обеспечении эксплуатационной надежности неуклонно возрастает роль системы диагностического обследования.
В настоящее время основным инструментом системы диагностического обследования газопроводов является внутритрубная диагностика (ВТД), объемы которой за последнее время неуклонно увеличиваются и сейчас составляют примерно 20 тысяч км в год. Такие объемы работ по ВТД позволили провести первичное обследование всех подготовленных к ВТД газопроводов и возникла необходимость их повторного обследования. Для эффективного решения этой задачи требуется определить оптимальные сроки проведения повторных ВТД с учетом времени на ремонт, т. е. назначить такое время между обследованиями газопроводов, чтобы дефекты не смогли достичь критических размеров и не привели к отказу.
Однако на большинстве региональных газопроводов и газопроводов-отводов по ряду причин проводить ВТД невозможно. В данном случае основным методом определения их технического состояния являются электрометрические измерения. По данным электрометрических измерений можно решать задачу диагностики коррозионных дефектов, но их недостаточно для обнаружения стресс-коррозионных дефектов.
Таким образом, совершенствование методик ВТД и диагностики технического состояния газопроводов, не подготовленных к ВТД, является актуальной задачей исследований.
Целью диссертационной работы является совершенствование системы диагностического обследования магистральных газопроводов (МГ) для повышения их надежной и безопасной эксплуатации.
Основные задачи исследований:
-
Исследование коррозионного и стресс-коррозионного состояния линейных участков МГ с учетом факторов, способствующих образованию и развитию дефектов.
-
Исследования изменения параметров закона распределения размеров коррозионных и стресс-коррозионных дефектов в зависимости от времени эксплуатации МГ и объемов фактических (планируемых) ремонтных работ.
-
Анализ степени опасности эксплуатационных дефектов в зависимости от конструктивных параметров и механических характеристик металла труб МГ, а также рабочего давления.
-
Анализ факторов, характеризующих техническое состояния МГ (количество дефектов, типы дефектов, степень опасности дефектов, состояния защитного покрытия и др.) и его поврежденность от переменных нагрузок и повышенного уровня напряжений.
-
Исследование влияния переменного нагружения МГ с учетом колебания внутреннего давления и сброса давления на проведение ремонтно-восстановительных и диагностических работ.
-
Разработка критериев, характеризующих техническое состояние подводных переходов, переходов через автомобильные и железные дороги, с учетом результатов диагностических обследований.
-
Разработка методик определения: сроков проведения повторных обследований ЛЧ МГ; показателя технического состояния, характеризующего приоритет вывода в ремонт, и методики обследования ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД.
Научная новизна:
Разработаны методики прогноза коррозионного и стресс-коррозионного состояния МГ, основанные на статистической обработке результатов ВТД и количественной оценке технического состояния ЛЧ МГ в целом, с учетом различных типов дефектов (коррозия, стресс-коррозия, гофра, вмятины и др.) и степени их опасности.
Разработаны критерии приоритета выполнения диагностических работ на подводных переходах, переходах через железные и автомобильные дороги; методика комплексного обследования ЛЧ МГ не подготовленных к ВТД, основанная на анализе факторов, способствующих образованию и росту дефектов, таких как уровень грунтовых вод, состояние защитного покрытия, коррозионная агрессивность грунта и др. и методика определения интервала времени проведения их комплексного обследования, учитывающая экспертную оценку частоты отказов, а для участков, обследованных ВТД, - методика определения сроков проведения повторных обследований с учетом изменения параметров функции распределения размеров дефектов.
Основные защищаемые положения:
-
Методика прогноза технического состояния линейного участка газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям.
-
Методика количественной оценки технического состояния линейного участка газопровода.
-
Критерии приоритета обследования подводных переходов, переходов через железные и автомобильные дороги.
-
Методика комплексного обследования ЛЧ МГ, не подготовленных к ВТД.
-
Методика определения интервала времени повторного обследования для линейных участков газопровода, не подготовленных к ВТД.
-
Методика определения сроков проведения повторных ВТД.
Практическая значимость
По результатам выполненных исследований разработаны:
- СТО Газпром 2-2.3-095 - 2007 Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов.
- СТО Газпром Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром».
- Р Газпром Правила оценки остаточного ресурса магистральных газопроводов.
- Временная Инструкция по определению стресс-коррозионного опасных участков и техническому диагностированию технологических трубопроводов газа компрессорных станций.
Результаты работ использовались для оценки технического состояния и определения сроков проведения повторных внутритрубных обследований МГ ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» Вильнюс-Калининград, ООО «Газпром трансгаз Ухта» Пунга-Ухта-Грязовец-4 и ООО «Газпром трансгаз Югорск», подводных переходов на предприятии ООО «Газпром трансгаз Томск» и технического диагностирования МГ НГПЗ-Парабель-Кузбасс.
Апробация работы. Основные положения и результаты работы доложены и обсуждены на 6-ой Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2005 г.; 1-ой Научно-технической конференции в рамках ХIII Конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций топливно-энергетического комплекса в 2005 году «ТЭК-2005»; ХIV-ой Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности западной Сибири – 2006», г. Тюмень, 2006 г.; II-ой Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Инновационный потенциал молодых специалистов как залог динамичного развития газовой промышленности», г. Москва, 2006 г; 7-ой Научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2007 г; 7-ой Научно-технической конференции «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2007 г; Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва, 2008 г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе две в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы из 148 наименований. Материал изложен на 130 страницах, включающих 31 рисунок, 24 таблицы.
Системный подход к техническому диагностированию линейной части магистральных газопроводов.
Диагностическое обслуживание магистральных газопроводов на этапе эксплуатации представляет взаимосвязанную систему трех компонент: информационно-организационной (управление системой диагностического обслуживания, планирование и исполнение технического диагностирования магистральных газопроводов.
Техническое диагностирование (обследование) линейной части магистральных газопроводов разделяется на функциональное (плановое), специальное и тестовое диагностирование. Виды, методы и способы технического диагностирования, которые необходимо использовать при техническом диагностировании.
Комплекс диагностических работ, выполняемых при функциональном диагностировании включает в себя: - обнаружение на внутренних и наружных поверхностях труб, включая сварные швы, нарушений сплошности металла (прожог, расслоение, неметаллическое включение, раковина, усталостная и стресс-коррозионная трещины, коррозионная язва, задир, канавка, царапина, плена, рванина, непровар), а также вмятин, гофр, смещений кромок и пр.; - измерение (определение) геометрических параметров дефектов; - выявление утечек газа; - выявление нарушений охранных зон магистральных газопроводов; - обследование состояния средств электрохимической защиты и их эффективности; - измерение механических напряжений (деформаций) и перемещений участков газопроводов, находящихся в непроектном положении; - обследование состояния трубопроводной арматуры; - определение технического состояния подводных переходов, переходов через автомобильные и железные дороги и других структурных элементов; - определение состояния изоляционного покрытия и глубины заложения трубопровода; - определение возможностей прохождения очистных или измерительных внутритрубных снарядов и диагностических устройств; - измерение толщины стенок труб и твердости металла; - определение дефектов геометрии трубопровода;
Структурная схема комплекса диагностических работ на МГ - оценку состояния опор, креплений и других конструктивных элементов надземных переходов; оценку состояния узлов приема и запуска очистных устройств; - наблюдение за динамикой условий эксплуатации, включая замеры давления, температуры продукта и окружающей среды.
Специальные обследования включают: определение уровня грунтовых вод, ореолов оттаивания и промерзания грунта в полосе отвода и вокруг газопроводов, концентрации водородных ионов рН, внешних нагрузок и воздействий, фиксацию перемещений грунтов, окружающих газопроводы, и на прилегающих территориях, и изменения других условий эксплуатации, а также экологической ситуации в зоне, окружающей контролируемые объекты.
Тестовое диагностирование объектов осуществляют при специально создаваемых контрольных нагрузках и воздействиях, отличающихся от эксплуатационных по величине и времени воздействия.
Техническое диагностирование ЛЧ МГ планируется с учетом предварительно выявленных потенциально-опасных и особо ответственных и сложных для технического диагностирования структурных элементов ЛЧ МГ.
К потенциально-опасным структурным элементам МГ относятся участки МГ, характеризующиеся следующими признаками: участки примыкания к КС со стороны высокого давления; участки, расположенные на льдистых, вечномерзлых, слабонесущих грунтах; участки, расположенные на обводненных территориях (болота, пойма реки, ручьи, водотоки и др.); участки, проложенные в сейсмических районах; участки с опасными эндогенными и экзогенными процессами (оползень, пересеченная местность, тектонический разлом, карстообразование, эрозия); участки со сложными геокриологическими условиями, на которых ожидаются пучение или осадка грунтов; участки, на которых имели место аварии, отказы и инциденты и прилегающие к ним участки; участки, на которых имеются отклонения от проектных решений; участки, на которых значение защитного потенциала не соответствует; участки, пересекаемые линий электропередач или близко к ним расположенные; участки склонные к стресс-коррозии. К особо ответственным и сложным для диагностирования структурным элементам линейной части магистральных газопроводов относят: участки, имеющие сложную конфигурацию в горизонтальной или вертикальной плоскости либо в обеих плоскостях одновременно; участки с высокой интенсивностью балластировки; участки пересечений магистральных газопроводов; подводные переходы; вантовые переходы; переходы через автомобильные и железные дороги; трубопроводную арматуру; участки магистральных газопроводов, прилегающие к камерам приема-запуска очистных устройств и компенсаторам.
Определение на основе экспертной оценки ожидаемой локальной интенсивности аварий сроков безопасной эксплуатации участка газопровода Казань- Горький
На основании методики работы приведена экспертная оценки ожидаемой интенсивности аварий на линейном участке газопровода Казань-Горький (0-73,4), в зависимости от его конструктивно-технологических особенностей, условий строительства и эксплуатации, текущего технического состояния и т.п. Оценка интенсивности аварий X основывается на 12 группах риска [13]. Наименования групп риска и их весовые коэффициенты р; приведены в таблице 1.
Весовые коэффициенты групп риска р, были получены на основании обработки статистических данных причин аварий, произошедших на МГ РФ за последние годы и экспертных оценок.
Для примера в таблице 2 приведен состав группы и весовые коэффициенты для группы «Подземная коррозия».
На рисунке 4 представлена блок-схема расчета локальной интенсивности аварий на участке газопровода Казань-Горький (0-73,4). Величина интенсивности аварий А,л=0,152, что значительно меньше средней по МГ РФ интенсивность аварий. Как видно из рисунка, наибольший вклад в балльную оценку участка вносят следующие группы риска: «Внешние воздействия»; «Подземная коррозия»; «Производственные факторы»; «Зафиксированные утечки и аварии».
На рисунках 5-6 для примера приведены блок-схема формирования групп «Внешние воздействия» и «Подземная коррозия» для газопровода Казань-Горький. Из рисунков видно, что для уменьшения балльной оценки первых двух групп риска можно рекомендовать проведение следующих мероприятий: обеспечить засыпку резервной нитки перехода через реку Волга в соответствии с существующими требованиями - высота грунта над верхней образующей трубы более 1 м.; провести комплексное электрометрическое обследование газопровода с целью выявления мест с поврежденным изоляционным покрытием (последнее обследование проводилось в 1999 году только на участке 0-17 километр); по результатам электрометрического обследования провести (в случае необходимости) переизоляцию участков с поврежденным покрытием.
По значению локальной интенсивности аварий А,л по формуле () была рассчитана зависимость вероятности возникновения аварии на участке МГ Казань-Горький (0-73,4) от времени его дальнейшей эксплуатации: На рисунке 4 приведена зависимость этой вероятности от времени для интенсивности аварий А,л=0,152. Если принять, что 10% вероятность аварии считается допустимой (90% вероятность безотказной работы), то участок газопровода Казань-Горький можно эксплуатировать 9 лет. Таким образом, экспертная оценка показывает, что срок безопасной эксплуатации МГ Казань-Горький (0 73,4 км) составляет 9 лет. До истечения этого срока необходимо провести диагностику этого участка газопровода с целью определения мероприятий по восстановлению его технического состояния и времени проведения следующих обследований.
Критерий определения очередности обследования подземных переходов через железные и автомобильные дороги основан на информации, полученной по результатам проведенных обследований. Критерий основан на факторах, характеризующих техническое состояние переходов и их балльных количественных оценках, приведенных в таблице 3.
Определение сроков проведения повторной внутритрубной инспекции магистральных газопроводов для обнаружения стресс-коррозионных дефектов
Время проведения внутритрубного обследования газопровода для оценки его коррозионного и стресс-коррозионного состояния определяют по зависимости, полученной в результате статистической обработки результатов имеющихся обследований. Структурная схема определения периодичности проведения ВТД на газопроводе с целью обнаружения стресс-коррозионных дефектов приведена на рисунке 13.
Интервал времени до проведения следующего обследования участка газопровода с целью обнаружения КРН дефектов ЬіВТД (определяется как интервал времени, за который после ремонта, проведенного по итогам предыдущей ВТД, вновь появятся трещины глубиной превышающей допустимое значение равное ddop=0,3) определяется из выражения: где: Kr—l,5 коэффициент запаса, учитывающий следующие факторы: в методике моделируется среднестатистический рост дефектов, но отдельные дефекты могут расти быстрее; после проведения ВТД потребуется время для устранения обнаруженных дефектов. п - прогнозируемое число труб с дефектами КРН на рассматриваемом участке газопровода, определённое по результатам первого обследования; cjj - параметр распределения глубины дефектов определенный после первой ВТД; і тъ =Y_mi - суммарное число дефектных труб, обнаруженных и отремонтированных по итогам всех обследований; j - порядковый номер последнего обследования; tn - время эксплуатации газопровода до начала роста КРН дефектов; tjBTn- время эксплуатации газопровода до проведения последнего внутритрубного обследования.
Время начала развития КРН дефектов tn в соотношении определяется следующим образом: tn = 8 лет - при наличии только одной ВТД; tn = ґВТд Р при наличии нескольких ВТД; (11) где: ( втд ) " значение параметра распределения на момент проведения последней ВТД, которое определяется из выражения: (tjBm)=d,mn/4 2 ln (m /n); (!2) втд время эксплуатации газопровода до проведения первого внутритрубного обследования. dmin - наименьшая относительная глубина обнаруженных при ВТД дефектов {dmin = 0,2 - порог чувствительности дефектоскопа).
Если, интервал времени до проведения следующей ВТД окажется более 5 лет (АіВТд 5), то, в связи с тем, что при ВТД возможен пропуск дефектов, следующее обследование необходимо провести через 5 лет.
При формировании выборки для статистического анализа КРН дефектов на участке газопровода на конструктивном элементе газопровода (трубе) при наличии нескольких дефектов выбирается только один наиболее опасный дефект. Менее опасные дефекты на данной трубе не рассматриваются.
Для чего производится ранжирование стресс-коррозионных дефектов по степени опасности. Если на трубе присутствует только один дефект, то этот дефект и используется в формировании выборки.
Из имеющихся на трубе дефектов наиболее опасному дефекту соответствует максимальное значение R„. Дефект с максимальным значением Ra используется в формировании выборки для статистического анализа.
В качестве расчетного аналога реальной двухпараметрической трещины характеризуемой длинной (протяжённостью вдоль оси газопровода) и глубиной (рисунок 14) принимается поверхностная полуэллиптическая трещина, характеризуемая полуосями d и а, равными максимальной глубине и полудлине реальной трещины, соответственно.
Формиромирование рангов опасности дефектов
Ранг опасности дефектов потери металла стенки трубы Rk определяют по отношению относительной глубины дефекта к относительной глубине дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при рабочем (нормативном) давлении. Для дефектов потери металла стенки трубы с относительной глубиной дефекта ранг опасности Rk вычисляют по формуле Ч = -f (60) где с - относительная глубина дефекта потери металла; - относительная глубина дефекта потери металла, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при рабочем (нормативном) давлении. Если ранг опасности дефектов потери металла стенки трубы больше единицы, то принимают, что Rk равен единице.
Величину 4Р рассчитывают в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 по формулам _Е=1 Є (61) Р a-Q Є = ,і + о,зі (62) a=g Z lt (63) где a - коэффициент, учитывающий уровень кольцевых напряжений; - коэффициент, учитывающий длину дефекта потери металла; / - длина дефекта потери металла в осевом направлении, мм; DH - внешний диаметр трубы, мм; 5 - толщина стенки трубы, мм; р - рабочее (нормативное) давление на линейном участке МГ, МПа; ст9 - временное сопротивление материала, МПа. Ранг опасности трещиноподобных дефектов
Ранг опасности трещиноподобных, в том числе стресс-коррозионных, дефектов Rc определяют по отношению относительной глубины дефекта к относительной глубине дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при рабочем (нормативном) давлении. Для дефектов с относительной глубиной дефекта с ранг опасности Яс вычисляют по формуле гс (64) где %с - относительная глубина трещиноподобного дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы); %ср - относительная глубина трещиноподобного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при рабочем (нормативном) давлении. Величину Е,ср определяют по формуле с = кц -1-А кц Q- re 2-А 1-А -4-А кц в J (65) где а - кольцевые напряжения при рабочем (нормативном) давлении, МПа; C7g - временное сопротивление материала, МПа; Q - коэффициент, значение которого Q вычисляют по формуле (62), используя в ней в качестве длины дефекта длину трещины; А - коэффициент, значение которого определяют из выражения Л = " « , (66) 219780 KCV где 8 - толщина стенки трубы, мм; KCV - ударная вязкость, Дж/см ; л - коэффициент равный 3,14. Кольцевые напряжения определяют по формуле Рн-2-S 2-8 КЦ=Р- -, (67) где р - рабочее (нормативное) давление в газопроводе, МПа; DH - внешний диаметр трубы, мм; 5 - толщина стенки трубы, мм. Если ранг опасности трещиноподобных дефектов больше единицы, то принимают, что Rc равен единице. Ранг опасности разрушения трубы при наличии овализации ее сечения Ранг опасности разрушения трубы при наличии овализации ее сечения Ro определяют по формуле R0 =І.Є, (68) где в - овальность трубы в процентах. Если ранг опасности разрушения трубы при наличии овализации ее сечения больше единицы, то R0 принимают равным единице. Ранг опасности дефектов типа гофры и вмятины Ранг опасности дефектов типа гофры и вмятины Re вычисляют по формуле R, =кг-тах(г10; г20; w j, (69) где кг -коэффициент (кг равен 24 для линейных участков МГ I-II категории; кг равен 20 для линейных участков МГ III-IV категории); тах(ег0; zw;w 0) - максимальное значение из трех величин; є10 (остаточная продольная деформация), є20 (остаточная кольцевая деформация), w (относительная глубина (высота) дефекта типа вмятины и гофры).
Если ранг опасности дефектов типа гофры и вмятины больше единицы, то принимают, что Rz равен единице.
