Содержание к диссертации
Введение
1 Комплексный анализ факторов, определяющих параметры надежности участков линейной части магистральных газопроводов 5
1.1 Анализ отечественных и международных требований к методам обеспечения качества при строительстве магистральных газопроводов 5
1.2 Анализ статистики и основных причин отказов трубопроводов 30
1.3 Постановка задачи прогнозирования надежности магистральных трубопроводов, в зависимости от реализуемой концепции строительного контроля 50
1.4 Постановка задачи разработки методов строительного контроля при сооружении магистральных трубопроводов 59
2 Исследование влияния локальных дефектов на надежность магистральных рубопроводов 62
2.1 Модель процесса возникновения отказа трубопроводной конструкции при наличии локальных дефектов 62
2.2 Основные информативные признаки и параметры дефектов трубопроводов по критериям строительного контроля 66
2.3 Анализ роли и выявляемости дефектов сварных соединений 75
2.4 Методики распознавания параметров дефектов при строительном контроле 80
3 Моделирование параметров технического состояния трубопровода с не критическими дефектами
3.1 Ранжирование участков трубопроводов с не критическими дефектами 94
3.2 Методы расчетов участков трубопроводов с не критическими дефектами трубопровода, выявляемых при строительном контроле 103
3.3 Анализ возможности использования существующих методов расчета на прочность участков трубопроводов с некритическими дефектами 109
3.4 Расчет труб с участков трубопроводов с не критическими дефектами трубопровода на прочность и долговечность 126
3.5 Методика расчета прогнозируемого срока безопасной эксплуатации трубопроводов с не критическими дефектами... 143
4 Построение основных элементов системы обеспечения качества в трубопроводном строительстве и апробация научно-обоснованных процедур комплексной оценки качества строительства трубопроводов 150
4.1 Разработка требований к мониторингу результатов строительного контроля участков магистральных газопроводов с некритическими дефектами 150
4.2 Рекомендации по совершенствованию организации строительного контроля 160
4.3 Результаты практического использования материалов исследования 171
5 Оценки эффективности затрат на управление качеством сооружения линейной части магистральных трубопроводов 177
Основные выводы 184
Библиография
- Постановка задачи прогнозирования надежности магистральных трубопроводов, в зависимости от реализуемой концепции строительного контроля
- Основные информативные признаки и параметры дефектов трубопроводов по критериям строительного контроля
- Анализ возможности использования существующих методов расчета на прочность участков трубопроводов с некритическими дефектами
- Рекомендации по совершенствованию организации строительного контроля
Постановка задачи прогнозирования надежности магистральных трубопроводов, в зависимости от реализуемой концепции строительного контроля
Измерения контролируемых параметров при производстве сварочно-монтажных работ могут выполняться с погрешностями, значения которых не превышают приведенные в СТО Газпром 2-2.4-083-2006.
Для обеспечения качества земляных работ непосредственно исполнителями (бригадирами, мастерами, прорабами и специальными контролерами) осуществляется операционный и приемочный контроль, который заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ требованиям проектной и нормативной документации.
Недоборы по глубине и ширине разрабатываемой траншеи не допускаются, а предельные параметры не должны превышать величин, указанных в табл. 14 и 15 СНиП 3.02.01-87. Контроль качества балластировки трубопроводов заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ проектной документации и требованиям нормативно-технических документов, приведенных в п. 1.3, часть 1 ВСН 012-88.
Контроль качества работ при балластировке должен производиться силами самой выполняющей работы строительной организации с привлечением строительного контроля Заказчика и включать текущее наблюдение за соблюдением технологии и качества балластировки трубопровода закрепленными грунтами.
Контролируемые параметры балластировочных покрытий и интервалы их изменения в зависимости от диаметра трубопровода (320-1420 мм) приведены в таблице 16 части 1 ВСН 012-88. Характеристика контролируемых параметров балластировочных работ приведена в таблице 17 части 1 ВСН 012-88. В 2005 году ОАО ВНИИСТ разработан для ОАО «АК «Транснефть» РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05 Руководящий документ «Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов». Данный РД определил общие требования к подготовке и проведению неразрушающего контроля сварных соединений магистральных нефтепроводов (линейной части) и входящих в их состав трубопроводов технологической обвязки НПС и вспомогательных трубопроводов, как на стадии строительства, так и на стадиях их эксплуатации и ремонта. Требования этого РД распространяются на сварные швы выполненные всеми видами ручной, полуавтоматической и автоматической электродуговой сварки. Анализируя методы и объемы неразрушающего контроля, определенные РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05, следует обратить внимание на то, что рассматриваемый РД фактически предписывает выполнение 100% радиографического контроля сварных швов для всех трубопроводов, за исключением вспомогательных трубопроводов дренажа и утечек, а также большие объемы дублирующего ультразвукового контроля. Оценку швов предписано выполнять по принципу "Годен", "Негоден" посредством сравнения размеров дефектов с предельно допустимыми. Аналогичным образом в 2006 году в ОАО "Газпром" введен новый стандарт предприятия СТО Газпром 2-2.4-083-2006 "Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов". Этой инструкцией установлены новые требования по объединению дефектов в группы и приведены их допустимые размеры, приведены разрешенные к применению методы неразрушающего контроля: визуальный и измерительный; радиационный (радиографический); ультразвуковой; магнитопорошковый; капиллярный. Однако, по-прежнему основным физическим методом контроля остается радиографический, который применяется в объеме 100% на всех газопроводах за исключением сварные соединения участков газопроводов II - IV категории. В качестве дублирующего и дополнительного контроля введен ультразвуковой контроль, при этом значительно вырос объем дублирующего контроля для многих газопроводов. Такой подход, не учитывающий степени выявляемое дефектов характерных для каждого из применяемых видов сварки, конечно, помогает выявить некоторое дополнительное количество дефектов в сварных соединениях, но требует значительного, часто неоправданного увеличения затрат на контроль.
Рассматривая новые требования по объединению дефектов в группы, невольно возникает вопрос, из чего исходили авторы, поскольку известно, что для оценки опасности дефекта необходимо для каждого конкретного случая проведение анализа НДС в зоне его расположения с учетом нормативных значений нагрузок. При этом при принятии решения по сгруппированным дефектам необходимо применение расчетов, которые позволяли бы определить надежность работы сварных швов имеющих некритические дефекты в процессе эксплуатации.
Контроль качества строительно-монтажных работ производится с целью выяснения и обеспечения соответствия выполняемых работ и применяемых материалов, изделий и конструкций требованиям проекта, СНиП, регламентов и других действующих нормативных документов.
Основные информативные признаки и параметры дефектов трубопроводов по критериям строительного контроля
Следует отметить общую тенденцию уменьшения числа категорированных отказов, наблюдающуюся на трубопроводах за отмеченный период времени, что явилось результатом внедрения разрабатываемых в нефтяной и газовой отраслях комплексной системы предупреждения отказов и продления срока службы трубопроводов. Важнейшим обстоятельством является то, что распределение всех, в том числе и опасных дефектов по дистанции нефтепровода, в силу указанных выше причин, весьма неравномерное. Такая же неравномерность характерна и для газопроводов. Имеются как отдельно расположенные (локальные) дефекты, так и участки с плотным скоплением дефектов. Отдельно расположенные дефекты составляют основную часть всех опасных дефектов. На многих продиагностированных с помощью внутритрубных инспекционных снарядов участках их доля составляет 70...75% (а некоторых и выше) от общего числа всех опасных дефектов.
По данным Европейского центра по учету происшествий на газопроводах (EGIG), частота полных разрывов на газопроводах за последние 20 лет составляет всего 0,04 на 1000 км в год, и происходят они в основном на газопроводах диаметром до 200 мм из-за внешних механических повреждений или вследствие колебаний почвы в районах подземных выработок. Что касается аварий по причине брака строительно-монтажных работ и дефектов материалов, то на газопроводах, построенных после 1983 г., таких инцидентов вообще не наблюдалось.
Высокий уровень безопасности газопроводов в Западной Европе обусловлен тем, что ответственность за это возлагается на самих эксплуатационников, а также грамотным менеджментом в ходе строительства, пуско-наладочных работ, а затем эксплуатации с эффективным контролем за трассами газопроводов и регулярной внутренней дефектоскопией, не говоря уже о хорошем состоянии внешнего защитного слоя и электрохимзащиты. Именно поэтому на европейских газопроводах в последние 20 лет наблюдается убывающая частота инцидентов. При сравнении удельного распределения происшествий по данным EGIG и Газнадзора (Рис. 1.18) видно, что инциденты на европейских газопроводах появляются в отличие от отечественных только через 25-ьЗО лет эксплуатации, притом, что показатели отказности сопоставляемых трубопроводов близки.
Отказы на российских газопроводах в первые годы эксплуатации вызваны изменением схемы нагружения трубопровода и, как следствие этого, появлением в отдельных случаях критического напряженно-деформированного состояния. Изменение схемы нагружения связано, в свою очередь, с недопустимыми дефектами труб, фасонных изделий, изоляционных материалов.
Европы. На газопроводах, обследованных внутритрубными снарядами-дефектоскопами также обнаружены многочисленные дефекты, часть из которых подлежит немедленному ремонту. Наиболее существенными из выявленных дефектов являются - единичные и групповые коррозионные каверны глубиной от 10% и более толщины стенки трубы, вмятины площадью 600x1000 мм глубиной до 300 мм, гофры глубиной до 220 мм, недопустимые смещения кромок, большие изгибы трубопроводов, превышающие нормативные значения, врезки трубопроводов без накладки воротников, расслоение и ликвационные полосы в металле труб.
Анализ аварий и отказов трубопроводов, произведенный фирмой EFA Technologieslnc. по классификации, предложенной Министерством транспорта, показал, что повреждения труб вызывают 79% аварий, более 60% потенциальных опасностей и 79% экономических потерь. Значительно меньшая доля аварий приходится на такие категории, как трубопроводная арматура, насосы, сварные швы различного типа, болтовую арматуру и другие причины. Одной из наиболее очевидных причин нарушения целостности трубопроводов во многих странах мира является коррозия. В таблице 1.5 представлена информация о причинах нарушения целостности трубопроводов, эксплуатируемых в США и странах Западной Европы.
Как следует из представленных данных, основными причинами являются внешние воздействия и коррозия, далее следуют дефекты СМР, дефекты сварных швов, материалов труб и оборудования. Основной причиной аварий и отказов на магистральных нефтепроводах России в период, соответствующий началу диагностических работ, также были дефекты коррозионного происхождения. Значительная часть дефектов была связана с браком СМР (вмятинами, гофрами, дефектами в кольцевых швах) и заводскими дефектами труб (расслоениями, включениями, дефектами в продольных сварных швах). Одной из причин оказавших положительное влияние на уменьшение коррозионных процессов использование новых технологий и материалов для изоляции трубопроводов. Зависимость количества отказов от видов изоляционного покрытия показана на рисунке 1.19.
Анализ возможности использования существующих методов расчета на прочность участков трубопроводов с некритическими дефектами
Отказу трубопроводной конструкции, формируемой в реальных условиях строительства, как правило, предшествует период накопления дефектов и ее переход в предельное состояние. Главной причиной появления дефекта является отклонение рабочего параметра от его нормативного значения, задаваемого обоснованным допуском. В свою очередь выход параметра за пределы регламентированного допуска обусловлен совокупным действием случайных и неслучайных факторов. Поскольку дефект, не выявленный в ходе изготовления труб, строительства и испытания трубопровода, является потенциальным очагом отказа, а вероятность отказа зависит от размеров дефекта, условий его подрастания при эксплуатации и степени опасности, то можно считать, что любой дефект в принципе определяет меру риска разрушения трубопровода.
Уровень дефектности трубопровода на любом этапе его формирования - один из важнейших критериев качества, учитываемых в расчете конструктивной и эксплуатационной надежности трубопровода.
Постепенные и внезапные отказы происходят при нормальном рабочем давлении газа, но всегда начинаются с образования трещин. Исключение составляют аварии вследствие резкого изменения формы оси трубопровода в результате потери устойчивости.
Отказ линейной части можно характеризовать как событие, при котором дальнейшая эксплуатация трубопровода (или его участка) с момента t=toTK и нормативными параметрами перекачки продукта становится недопустимой. При этом количественные изменения и превращения нормированных свойств конструкции переводят ее в новое качественное состояние, характеризующееся значительным снижением эффективности работы трубопровода, а между фактическим уровнем конструктивной надежности Q, уровнем нагрузок и воздействий N и текущим временем (их количественной сбалансированности) устанавливается вполне определенная взаимосвязь D[Q,N,t]=0.
Физическая концепция количественной оценки перехода трубопровода в предельное состояние, потери его работоспособности или наступления отказа могут быть представлены в рамках единого механизма развития перехода Q=f(t). Для случая однородных материалов и отсутствии концентраторов напряжений время до наступления отказа представляется в виде аддитивной зависимости: torn =Ь + til + till (2.1) где ti - время устойчивого состояния участка трубопровода по критерию изменчивости уровня конструктивной надежности в жестко регламентированном диапазоне (определяет длительность 1-й фазы развития отказа); tn - время монотонного снижения конструктивной надежности (нормированных свойств трубопровода до наступления критического уровня, начиная с которого происходит интенсивное, прогрессирующее развитие отказа (определяет длительность 2-й фазы развития отказа); tiu -длительность третьей завершающей фазы отказа. Согласно теории длительной прочности материалов и конструкций при нестационарном нагружении имеет место принцип линейного суммирования повреждений. Поэтому при возрастании нагрузки на участок трубопровода в течение некоторого времени t общее время от момента возрастания нагрузки до отказа (например, разрушения), характеризующее длительность второй фазы развития отказа, равно: (2.2) где tj - время локального (частичного) фазового перехода, эквивалентное изменению напряжения в стенке трубы от otbl до о(;. При непрерывном изменении напряжения, используя принцип линейного суммирования, получаем:
Здесь tii(ot) - временная функция прочности трубы; tn - расчетное время, необходимое для разрушения стенки трубы.
Последнюю формулу можно использовать для обоснования коэффициента запаса надежности, комплексно учитывающего специфику развития отказа участка трубопровода, построенного из труб заданного материала, типоразмера и находящегося под действием заданных давлений и температур. Коэффициент запаса надежности в этом случае будет: Ltn\ где t,(i=l,...,m) - отрезки времени, отвечающие безотказной работе трубопровода с напряжением в стенке оь Ог,--, т, не превышающими нормативные значения напряжения онорм; tn - длительность фазы развития отказа, определяемая из условия (2.2).
Исследования и расчет Кн по условию (2.4) для различных конструктивных элементов, участков, типов, категорий трубопроводов позволяет обосновывать необходимые значения нормируемых запасов по надежности, которые в действующем СНиПе заданы весьма условно.
В случае оценки конструктивной надежности трубопровода при наличии локальных концентраторов напряжений (обусловленных дефектами стенки трубы) можно воспользоваться обобщенным критерием локального разрушения (в рамках механики разрушения). В этом случае реакцию трубопровода во времени на феноменологическом уровне будет выражаться уравнением вида: t = {Ф[Ок(єХі єУі ez )]=0} -Я, (2.5) где Qk - обобщенный параметр локальных деформаций в точке к трубопровода на момент t. При Ф[(2к(єх, єу, z )] 0 отказ в зоне дефекта не развивается, что отвечает достаточно высокой вероятности безотказной работы конструкции. Функционал работоспособности OfQJ может быть найден при исследовании динамики разрушения и задан в функциях скорости роста трещин или подрастания дефектов другого типа, коэффициента интенсивности напряжений и времени.
В соответствии с принятой рабочей гипотезой точка фазового перехода tn— tm может быть выражена (в рамках линейной механики разрушения) через показатель трещиностойкости материала. Характеристикой трещиностойкости, как известно, может служить коэффициент интенсивности напряжений, соответствующий началу движения трещины. Практический интерес для установления критериев опасности, а точнее, критериев допустимости дефектов стенки трубопровода, представляет вопрос определения критической длины трещины, т.е. такой длины, для которой при заданных номинальных напряжениях а начинается рост (страгивание) трещины. Время наступления этого момента может рассматриваться как окончание процесса развития второй фазы tn, или начало третьей фазы развития tin.
При современном состоянии физической теории разрушения можно аналитически определить для труб критические длины сквозной и несквозной трещин. При этом в первом случае необходимо знать трещиностойкости Кс при плоском напряженном состоянии (т.е. трещиностойкость конструкции), а во втором - трещиностойкость Кіс при плоской деформации (характеристики материала). Значение Кс для трубных сталей известно, а для определения Kk требуется проведение соответствующих измерительных экспериментов.
Рекомендации по совершенствованию организации строительного контроля
Трубопроводные конструкции за свою жизнь проходят три этапа эксплуатации. Первый этап, когда построенный трубопровод эксплуатируется какое-то время без снижения надежности. За этот период протекают основные длительные деформации. Вероятность безотказной трубопровода сохраняется на уровне Р = 0,999. В течение указанного периода за трубопроводом осуществляется лишь техническое обслуживание. Продолжительность этого периода зависит от качества строительства и качества материалов и конструкций, и в настоящее время составляет, как правило, от 5 до 15 лет (Рис. 3.2, точка А).
Второй этап эксплуатации характеризуется появлением коррозионных и развитием дефектов материалов и СМР. Появляются отказы в элементах, срок службы которых оказывается ниже, чем проектные сроки эксплуатации трубопроводов. Дефекты и отказы влияют на несущую способность трубопровода. При этом трубопровод продолжает эксплуатироваться в прежнем режиме, т.е. без каких-либо ограничений, хотя надежность его элементов постепенно снижается. Продолжительность второго этапа определяется временем, за которое вероятность безотказной работы балок пролетного строения снижается с 0,999 до 0,9. В этот период проводятся плановые профилактические работы в рамках работ по текущему ремонту. Снижение надежности в течение второго этапа (Рис. 3.5.1, точка Б) означает, что дальнейшая эксплуатация трубопровода на проектных нагрузках невозможна и что трубопровод должен быть выведен в ремонт или реконструкцию, поскольку работоспособность его элементов исчерпана. Если выполнение ремонта задерживается и по каким-то причинам он должен быть перенесен на более поздний срок, то временно, до проведения ремонта, дальнейшая эксплуатация трубопровода возможна лишь при изменении условий нагружения сооружения, т.е. при введении ограничений по рабочему давлению. Третий этап эксплуатации сооружения характеризуется двумя факторами: - наличием в элементах конструкции, и в первую очередь в трубах, дефектов, снижающих их несущую способность и прочность в целом; - введением ограничений по рабочему давлению, при котором можно безопасно эксплуатировать трубопровод в неконтролируемом режиме, и периодическим последующим его снижением с целью обеспечения требуемой надежности.
Продолжительность третьего этапа (Рис. 3.2, участок Б - В) определяется временем, необходимым для достижения сооружением такого состояния, когда, при максимально возможных ограничениях по временной нагрузке, вероятность безотказной работы пролетных строений снова достигает р = 0,90.
На третьем этапе эксплуатации трубопровода обязательно должен быть выполнен его капитальный ремонт, не дожидаясь наступления момента В (Рис. 3.2) Уровни надежности определяются стратегией эксплуатации Уровень Н] характеризуется значением вероятности безотказной работы элементов трубопровода, Р = 0,90, в условиях действия проектных нагрузок. Этому уровню соответствует временной отрезок Тр, называемый работоспособным периодом (условно, работоспособностью) и определяемый для проектируемых, строящихся или недавно построенных сооружений. При достижении уровня Hi снижается рабочее давление или выполняется ремонт.
Уровень Н2 характеризуется значением вероятности безотказной работы элементов трубопровода, Р = 0,70, в условиях действия проектных нагрузок. Этому уровню соответствует предельный износ элементов трубопровода, а его дальнейшая эксплуатация недопустима даже при пониженной эксплуатационной нагрузке.
Прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубопровода на допустимых параметрах от данного момента времени до его прогнозируемого предельного состояния принято определять как остаточный ресурс. Прогнозирование остаточного ресурса осуществляется в единицах времени (годах, часах). В настоящее время остаточный ресурс определяется для трубопроводов, если они: - выработали установленный автором проекта расчетный срок службы или расчетный ресурс; - не имели установленного расчетного срока службы или расчетного ресурса и находились в эксплуатации 20 лет и более; - выработали разрешенный к дальнейшей эксплуатации ресурс сверх установленного срока службы или расчетного ресурса; - временно находились при условиях нарушении режима эксплуатации на параметрах, превышающих расчетные (например, при аварии и пожаре.); - по мнению эксплуатирующей организации требуют оценки остаточного ресурса.
Остаточный ресурс трубопроводов устанавливается на основании технического диагностирования по программе, включающей в себя следующий комплекс работ: - обследование технического состояния трубопровода; - исследование механических свойств, микроструктуры и химического состава металла; - оценка фактической нагруженности его элементов на регламентных параметрах его эксплуатации; - прогнозирование остаточного ресурса трубопровода и его элементов. Согласно «Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов» прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубопровода определяют численными методами при заданном максимальном рабочем давлении по результатам прочностного расчета с учетом механических характеристик трубы и срока ее предшествующей эксплуатации. При этом полагают, что прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы оканчивается в момент времени, когда ее минимальное давление разрушения будет равно величине Кпор-Рраб, где Рраб - максимальное рабочее давление на участке газопровода, Кпор - пороговый коэффициент, принимаемый равным 1,25 для участков газопроводов категории III и IV, 1,5 - для участков газопроводов категории I и II и 1,875 - для участков газопроводов категории В. Значение коэффициента Кпор может быть снижено при условии принятия мер по предотвращению появления людей в зоне радиусом 350 метров от места расположения дефектной трубы (установка ограждений, предупреждающих табличек, постов и т.п.).
