Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проблемы надежности эксплуатации магистральных газопроводов 8
1.1 Особенности эксплуатации магистральных газопроводов России... 9
1.2 Статистический анализ отказов магистральных газопроводов 14
1.3 Меры по повышению надежности магистральных газопроводов 24
1.3.1 Диагностика магистральных газопроводов 25
1.3.2 Капитальный ремонт и переизоляция газопроводов 33
1.3.3 Реконструкция объектов газотранспортной системы 37
1.4 Методы оценки надежности магистральных газопроводов 39
Глава 2. Определение напряженно-деформированного состояния участков газопроводов в непроектном положении 49
2.1 Анализ причин потери проектного положения газопроводов и их классификация 50
2.2 Обзор существующих методов расчетов напряженно-деформированного состояния 58
2.3 Разработка методики расчета напряжений по результатам геодезических измерений положения оси газопровода 63
2.4 Критерии наступления опасного состояния газопроводов 81
2.5 Расчетные исследования НДС реальных участков газопроводов 87
Глава 3. Исследования надежности магистральных газопроводов 91
3.1 Концепция управления надежностью магистральных газопроводов 91
3.2 Комплексная оценка технического состояния и ресурса магистральных газопроводов 98
3.3 Разработка расчетной системы комплексного анализа дефектов... 103
3.4 Практическое применение разработок 113
Глава 4. Комплексная оценка технического состояния и продление срока службы газопровода Горький-Череповец 116
4.1 Технические характеристики и условия эксплуатации 117
4.2 Приборное обследование потенциально-опасных участков 122
4.3 Натурные исследования трубопровода на статическую и циклическую прочность 128
4.4 Расчеты напряженно-деформированного состояния участков газопровода, находящихся в непроектном положении 135
4.5 Обследование подводного перехода через реку Шексна 142
4.6 Заключение о продлении срока службы газопровода 151
Глава 5. Разработка технических решений и методов повышения надежности газопроводов 157
5.1 Повышение несущей способности трубопроводов посредством применения предварительно напряженной муфты 157
5.2 Разработка и внедрение новых организационно-технологических схем капитального ремонта магистральных газопроводов, оборудования и материалов 162
5.3 Использование регулируемых опор на наземных участках
трубопроводов 182
Выводы 193
Список литературы
- Статистический анализ отказов магистральных газопроводов
- Обзор существующих методов расчетов напряженно-деформированного состояния
- Комплексная оценка технического состояния и ресурса магистральных газопроводов
- Приборное обследование потенциально-опасных участков
Введение к работе
Актуальность проблемы. Поставки российского газа по мощной газотранспортной системе протяженностью свыше 150 тыс. км осуществляются из северных месторождений, поэтому надежности эксплуатации газопроводов Западной Сибири и Европейского Севера придается первостепенное значение.
Дополнительно следует отметить, что газопроводы имеют большие сроки эксплуатации и требуется уделять специальное внимание современной диагностике, ремонту в больших объемах, т.е. иметь значительные затраты. В масштабах отрасли это делает актуальной, наряду с надежностью, и задачу минимизации затрат, что может быть выполнено благодаря разработке эффективных методов продления ресурса, оценки и прогноза технического состояния газопроводов.
Наконец, очевидна сложность эксплуатации северных газопроводов, которые являются головными участками газотранспортной системы и эксплуатируются при высоких рабочих давлениях в трудных природно-климатических условиях, т.е. подвержены более значительным нагрузкам, чем, например, газопроводы центральных районов.
Тем самым, исследования задач повышения надежности эксплуатации северных газопроводов относятся к актуальным приоритетным проблемам газовой промышленности.
Целью работы является разработка аналитических методов повышения надежности эксплуатации северных газопроводов и новых технических решений, направленных на обеспечение конструктивной прочности и устойчивости эксплуатации участков в сложных условиях, в том числе, в непроектном положении.
Основные задачи исследований. В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:
Исследование особенностей эксплуатации МГ в сложных климатических условиях Севера, проведение статистического анализа отказов магистральных газопроводов по газотранспортным предприятиям ОАО «Газпром» и анализ современных методов оценки надежности и работоспособности магистральных газопроводов.
Создание автоматизированной расчетной системы анализа типовых дефектов магистральных газопроводов и методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) участков газопроводов в непроектном положении (пространственное искривление оси), которая реализована в виде комплекса программ для персонального компьютера.
Разработка экспресс-метода прогноза ресурса МГ, базирующегося на комплексной оценке их технического состояния на основе интегральной оценки условно введенных и имеющих разный весовой уровень коэффициентов надежности и опасности газопроводов.
Разработка новых технических решений, в том числе новой технологии организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на МГ, а также муфтовой конструкции для ремонта газопровода с дефектами и опорных конструкций для надземных газопроводов.
Научная новизна:
Разработана и реализована в рамках единого программного комплекса автоматизированная расчетная система анализа типовых дефектов газопроводов.
Составлена и апробирована путем решения тестовых задач расчетная программа на ПЭВМ по определению НДС участков газопроводов в непроектном положении, в основе которой лежит аппроксимация оси газопровода степенными полиномами и кубическими сплайнами.
Предложена и отработана методика комплексной оценки технического состояния и продления срока безопасной эксплуатации северных газопроводов.
Разработана новая технология организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на МГ, причем впервые было разработано конструктивное решение по нанесению горячим способом мастичных материалов с повышенной вязкостью на трубопроводы диаметром 820 мм и выше.
Предложены новые технические решения по ремонту газопроводов с дефектами.
Практическая ценность и реализация работы:
Разработанная трехуровневая концепция управления надежностью МГ и принятие на ее базе соответствующих управленческих и технических решений позволяет предупредить многие отказы, продлить срок службы газопроводов, наиболее оптимально распределить технические и материальные ресурсы, оптимизировать затраты на эксплуатацию, а также распределить финансовые ресурсы в соответствии от приоритетности направлений транспорта газа и реального технического состояния его объектов.
Автоматизированная расчетная система комплексного анализа типовых дефектов позволяет оперативно провести расчеты дефектов, выявленных методами технической диагностики и может эффективно использоваться в линейно-производственных управлениях (ЛПУ) для анализа технического состояния газопроводов и последующего принятия решения.
Концепция и схема продления сроков безопасной эксплуатации МГ, выработавших амортизационный срок эксплуатации, успешно используется в объединениях ОАО «Газпром» при проведении комплексной оценки технического состояния и продления сроков службы газопроводов.
Новые технические решения, большинство из которых защищено патентами, успешно используются в объединениях ОАО «Газпром».
В период с 2002 по 2004 г.г. с применением новой технологии организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия отремонтировано 1344,2 км магистральных газопроводов. В период до 2010
7 года намечено отремонтировать дополнительно порядка 22000 км магистральных газопроводов. Суммарный годовой эффект от внедрения технологии в 2005 г. составил 14,153 млрд. руб.
Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на:
конференции «Проблемы развития газодобывающих и газотранспортных систем отрасли и их роль в энергетике Северо-западного региона России» (Ухта, 1995г.);
семинаре-совещании «Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей. Проблемы. Решения» (Ухта, 1996г.);
совещании «Проблемы разработки сложных нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции» (Ухта, 1996);
НТС ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» (Ухта, 2003г.);
Четырнадцатой международной деловой встрече «Диагностика-2004» (Арабская Республика Египет, 2004).
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 20-и печатных работах.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка литературы из 122 наименований, содержит 217 страниц машинописного текста, 75 рисунков, 29 таблиц и 2 приложений.
Статистический анализ отказов магистральных газопроводов
В последние годы вопросы предупреждения и снижения аварийности эксплуатируемых объектов в производственной деятельности газодобывающих и газотранспортных дочерних обществ ОАО «Газпром» становятся одними из основных. Несмотря на усиливающиеся процессы старения газотранспортной сети, участившиеся террористические акции и другие факторы, осложняющие процесс эксплуатации объектов ЕСГ, дочерние общества ОАО «Газпром» в целом не ухудшили свои показатели аварийности.
Основными методическими принципами и направлениями работ в сфере повышения промышленной безопасности опасных производственных объектов ОАО «Газпром» были: внутритрубная и внешняя дефектоскопия магистральных газопроводов; переизоляция газопроводов; капитальный ремонт, реконструкция, продление сроков безопасной эксплуатации газовых объектов на основе исследования их остаточного ресурса; реализация программных мероприятий по исследованию природы стресс-коррозионных проявлений и их предупреждению на газопроводах.
С позиций поддержания стабильного уровня промышленной безопасности газовых объектов ОАО «Газпром» 2004 год был сложным, поскольку к «плановым» работам этого направления добавились работы, связанные с преодолением последствий участившихся террористических актов и усилением профилактики их предупреждения.
В 2004 году общее число аварий на газовых объектах ОАО «Газпром» осталось на уровне 2003 года и составило 30 аварий (рис.2). Все аварии произошли на линейной части газопроводов. Исключая из рассмотрения аварии по причине террористических актов (2 аварии из 30 в 2003 г. и 5 аварий из 30 в 2004 г.) можно отметить, что уровень технической эксплуатации по показателю аварийности в 2004 году улучшился на 16,7% по сравнению с 2003 годом.
Второй год подряд устойчиво снижается число аварий газопроводов по причине стресс-коррозии, которая уже не является основной среди причин аварийности. Число аварий из-за стресс-коррозии с 2002 по 2004 годы снизилось с 16 до 8, т.е. в 2 раза.
Такое снижение стресс-коррозионной аварийности стало возможным, главным образом, благодаря целенаправленной и упорной работе ряда дочерних обществ по установлению причин стресс-коррозии, локализации стресс-коррозионных участков и применению комплекса мер по предупреждению стресс-коррозионных аварий.
Таблица 1 показывает структуру аварийности на газовых объектах ОАО «Газпром» по причинам возникновения аварий. В целом по ОАО «Газпром» наибольшее количество аварий в 2004 году имели место из-за строительных дефектов (т.е. дефектов строительно-монтажных работ (СМР), проявившихся в виде аварий при эксплуатации), составивших 33,3% от общего числа аварий за этот год (10 аварий из 30). Далее по количеству следуют аварии из-за стресс-коррозии (8 аварий, т.е. 26,7%), число которых по отношению к предыдущему 2003 году снизилось почти вдвое (с 14 до 8). Завершает тройку преобладающих причин аварийности газовых объектов аварии из-за терактов (диверсий) (5 аварий или 16,7%).
Аварии из-за случайных повреждений при эксплуатации трубопроводов, диверсий, природных воздействий, включая стихийные бедствия, в действительности представляют собой единую (обобщенную) группу аварий из-за механических повреждений разной природы.
Если в структуре аварий по причинам возникновения в качестве единой группы рассматривать все различные по природе механические повреждения при эксплуатации в виде обобщенной группы мехповреждений, то их число в 2004 году составит 7 аварий, что заставляет рассматривать мехповреждения в числе основных причин аварий.
В целом по объектам ОАО «Газпром» структура доминирующих причин аварийности со временем изменяется. На рис.3 как доминирующие причины аварийности рассмотрены: дефекты СМР, стресс-коррозия,
механические повреждения различной природы (обобщенная группа мехповреждений).
За последние годы удельный вес аварий по причине дефектов СМР, в том числе - сварки, значительно возрос и в 2004 году превратился в основную причину аварий (30% от общего числа аварий, причем из 10 аварий по браку СМР -3 аварии произошло из-за брака сварки).
Обзор существующих методов расчетов напряженно-деформированного состояния
Непроектные положения характеризуются искривлениями газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях, сопровождающиеся выходом его на дневную поверхность. При этом существенно увеличиваются изгибные напряжения в трубопроводе. Поэтому для объективной оценки параметров прочностной надежности и предотвращения аварийных ситуаций на участках, находящихся в непроектном положении, для планирования профилактических и ремонтных мероприятий необходимо знать напряженно-деформированное состояние трубы в зависимости от параметров непроектного положения.
Определение напряженно-деформированного состояния трубопровода в зоне непроектного положения может быть определено тремя способами. Во-первых, можно решать прямую задачу прикладной теории упругости об определении напряжений и деформаций в трубе, находящейся в условиях силового и температурного нагружения. Однако решение прямой задачи об определении внутренних силовых факторов, напряжений и деформаций в случае непроектного положения трубопровода сопряжено со многими неопределенностями. Это связано в первую очередь с тем, что достаточно сложно для каждого непроектного участка с приемлемой точностью определить все механические характеристики системы трубопровод - грунт, включая коэффициенты отпора, предельные значения несущей способности грунта и т. Д. [2]
Второй способ состоит в использовании инструментальных методов определения и контроля напряжений. В последнее время для измерения напряжений получили широкое развитие различные экспериментальные методы [19, 110, 112, 20, 49, 113, 95, 96, 58], в том числе:
методы амплитудно-фазочастотных характеристик; -ультразвуковые методы; -магнитные методы, основанные на шумах Баркгаузена и коэрцитивной силе; -рентгеновские методы; голографические методы.
Однако широкое использование этих методов из-за сложных климатических условий Западной Сибири и Крайнего Севера достаточно сложно и затруднительно.
Третий способ заключается в том, что об изменениях напряженного состояния в трубопроводе судят по результатам измерений отклонения оси трубопровода от первоначального проектного положения [122]. Именно последний, косвенный метод определения напряжений с использованием результатов измерения прогиба оси трубопровода в зоне непроектного положения можно считать практически пригодным в ближайшее время.
Следует отметить, что геометрические параметры участка газопровода в непроектном положении могут быть получены при нивелировании лишь с определенной степенью точности. В связи с этим использование традиционных методов интерполяции дискретно заданных функций и, тем более, определение их производных могут привести к весьма большим погрешностям при вычислении напряжений. При решении задачи об определении кривизны некоторой кривой, заданной дискретно, нарушается одно из необходимых условий корректности, а именно условие устойчивости решения [56]. Таким образом, возникает необходимость использования методов сглаживания экспериментальных данных [54, 89, 50, 116] и методов регуляризации [108, 109, 67, 66, 93].
Наиболее достоверную оценку состояния искривленных участков МГ дают экспериментально-расчетные методы, изложенные в работах [82, 106, 108, 109, 115, 65, 116, 89, 117]. Для подтверждения теоретических положений производится геодезическая съемка профиля и измерение НДС трубы с использованием тензодатчиков [106, 82]. Данные геодезической съемки используются для определения кривизны оси трубопровода специальными методами, такими как регуляризация [108, 109], сглаживание кубическими сплайн-функциями [89, 50, 116] или методом наименьших квадратов [115, 7]. Эти методы применяются для оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) подводных, подземных и надземных трубопроводов [116, 109, 57, 89, 60, 62].
Рассмотрим кратко расчетные методы оценки продольно-поперечного изгиба участков трубопроводов. Эти методы базируются на решении дифференциального уравнения изгиба оси - аналитический метод и уравнения энергетического баланса системы "трубопровод-основание" - энергетический метод. В работе [6] выпуклый участок представлен аркой с шарнирными опорами по концам, на которую воздействуют сжимающее усилие и постоянная распределенная нагрузка, направленная вниз. Задача решается аналитическим методом.
Комплексная оценка технического состояния и ресурса магистральных газопроводов
Проблема ресурса магистральных газопроводов в последние годы обострилась в связи с увеличением их возраста. Необходимо отметить, что специалистами газовой промышленности разработаны научно-методические и инженерные материалы по постановке задачи оценки ресурса МГ и ее реализации в отрасли [17, 103, 27]. В этих работах были рассмотрены как различные теоретические аспекты - анализ надежности и долговечности подземных трубопроводов, исследование ресурса с вероятностных и детерминированных позиций, вопросы прочности участков газопроводов с различными дефектами, старения металла; так и инженерные аспекты -комплексный анализ технического состояния, обследование потенциально-опасных участков, оценка опасности дефектов по результатам расчетов и измерений НДС, мероприятия по продлению срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов и порядку проведения экспертизы промышленной безопасности.
Опыт практических работ на магистральных газопроводах, проводимых в течение последних 3-х лет, показал, что наряду с представленными аналитическими материалами целесообразно разработать экспресс-метод прогноза ресурса магистральных газопроводов, который бы позволил эксплуатационным службам оперативно, на основе имеющейся у них документации, дать качественную оценку ресурса того или иного участка [104]. Это дает возможность, во-первых, выполнить прогноз ресурса газопроводов, на которых работы по оценке ресурса еще не проводились. Во-вторых, это позволит составить общую картину прогноза технического состояния газопроводов как в пределах газотранспортного предприятия, так и отдельных газопроводов по всей их протяженности в рамках газотранспортной системы в целом. В-третьих, результаты экспресс-анализа могут быть для планирования ремонтных работ и экономической оценки прогноза затрат.
Предлагаемая схема оценки технического состояния и принятия решений о продлении срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов приведена рис.40.
Из схемы видно, что такая оценка выполняется с применением комплекса расчетных, инструментальных и других значительных по объемам работ. В то же время для предварительного прогноза можно ограничиться анализом имеющейся документации и применением бальных оценок. Исходя из этого, предлагается следующий алгоритм экспресс-метода, представленный на рис.41.
Как видно из схемы, анализ технического состояния выполняется, исходя из сопоставления двух укрупненных блоков: с одной стороны, даны основные критерии надежности, которые включают в себя класс газопровода, состояние металла и сварных соединений, уровень напряженно-деформированного состояния, характеристики защиты от коррозии, состояние изоляции; с другой стороны, сгруппированы основные факторы, которые дают информацию об опасности эксплуатации, а именно: уровни опасности в зависимости от величины давления газа, диаметра, наличия пересечений, количества ниток, предшествующих ремонтов, аварийности, проведения диагностических работ, количества обследований и т.п.
При этом показатели надежности и опасности имеют свои диапазоны значений и свой весовой уровень, которые определяются на основе многолетнего опыта исследований и практических работ на газопроводах и представлены в таблицах 10 и 11.
Затем суммарные значения критериев надежности и факторов опасности сравниваются между собой и производится интегральная оценка Ки
Для выполнения оценки прогнозируемого срока эксплуатации газопровода используются результаты, показанные на схеме рис.40, а именно: базовым (экономически целесообразным) сроком продления ресурса считается срок, равный 5 годам. В зависимости от величины интегрального коэффициента Ки этот срок увеличивается пропорционально Ки и равен N = 5Л:н.
Таким образом, применение предложенного метода, базирующегося на комплексной оценке технического состояния, позволяет дать приближенный прогноз ресурса газопровода.
Следует отметить, что в работе не рассматриваются в явном виде такие элементы магистрального газопровода, как запорно-регулирующая арматура, фитинги. Для них разрабатываются специальные методики, результаты которых косвенно учтены в критериях надежности. Кроме того, в экспресс-методе специально не берется за основу какой-либо один показатель, например, остаточный ресурс металла труб, поскольку срок безопасной эксплуатации определяется всем комплексом факторов, приведенных в таблицах 9 и 10.
Приборное обследование потенциально-опасных участков
Работы по обследованию технического состояния газопровода Горький — Череповец проводились ДОАО «Оргэнергогаз» на основании Договора № П-76-07-2003 от 11.07.2003 г. с ООО «ВНИИГАЗ».
В ходе работ выполнено: - Внешний осмотр и приборный контроль трассы трубопроводов в соответствии с ведомостью Заказчика. - Геодезическая съемка участков трубопроводов в соответствии с ведомостью Заказчика. - В шурфах и на открытых участках определено состояние внешней поверхности металла; состояние изоляционного покрытия. - Определены максимальные действующие напряжения в металле трубопроводов магнитно-шумовым методом с измерением толщины стенки ультразвуковым (УЗК) методом. - Ультразвуковой контроль сварных стыков в пределах шурфа и на открытых участках. - Измерение твердости металла стенки трубопровода портативным твердомером.
В качестве критерия оценки технического состояния используются данные визуальных наблюдений, расчеты и результаты приборных измерений: - напряжений в трубопроводе; - механических свойств металла трубопровода; - толщины стенки трубы; - данные, полученные в ходе геодезической съемки трубопроводов.
При выполнении работ по обследованию технического состояния газопровода Горький - Череповец применялись приборы, представленные в таблице 17
Визуальный и измерительный контроль проводился в соответствии с требованиями РД 34.10.130-96 [79].
При наружном визуальном осмотре проверялись следующие параметры: характеристика грунта; глубина залегания трубопровода в грунте; состояние изоляционного покрытия; состояние сварных швов (доступных для осмотра); внешняя поверхность металла стенки труб;
Для геодезического позиционирования участков газопроводов применялись генератор МГ-1, спутниковая система позиционирования на базе приемников GPS Z-Xtreme.
Многочастотный генератор МГ-1 предназначен для наведения тока испытательной частоты на искомую коммуникацию с целью обеспечения стабильной работы трассопоискового приемника.
Спутниковая система позиционирования на базе приемников GPS Z-Xtreme предназначена для топографической съемки объектов на местности.
Толщину стенки трубы газопроводов определяли с помощью ультразвукового толщиномера.
Измерение толщины стенки производилось путем установки преобразователя на наружную поверхность трубы через слой контактной смазки. В качестве контактной смазки при контроле использован ЦИАТИМ. На рис.52 показан общий вид, используемого при контроле, портативного ультразвукового толщиномера «26MG» (фирма «Panametrics» США)
Измерения толщины выполнялись в нескольких точках по сечению трубы и определялось минимальное значение.
Для измерения твердости в полевых условиях использовался ударно-динамический твердомер ТЕМП-2.
Для проверки работоспособности прибора используются стандартные меры твердости, которые входят в комплект поставки прибора. Поверка приборов проводится по разработанной Госстандартом СССР методике «МИ 1012-85» [70].
В процессе обследования на газопроводе в каждой контрольной точке выполнялось по 3-5 измерений и определялось среднее значение твердости. Действующие в металле напряжения определялись магнитно-шумовым методом. Метод магнитных шумов (МШ) базируется на перемагничивании объема материала низкочастотным переменным магнитным полем с одновременной регистрацией МШ в широком частотном диапазоне.
Определение напряжений в стальных изделиях с помощью МШ-аппаратуры предполагает проведение сканирования контролируемой поверхности преобразователем и регистрацию параметров МШ. При сканировании металла трубы преобразователем с двумя полюсами перемагничивания регистрируется электродвижущая сила (ЭДС) МШ. Эта характеристика МШ несет информацию о величине механических напряжений в направлении, совпадающем с прямой, соединяющей центры полюсов. Как правило, ЭДС МШ регистрируется в относительных единицах. Чтобы по этим данным определить абсолютные значения напряжений, необходима предварительная калибровка аппаратуры при нагружении металла и измерении напряжений другими методами, например, путем тензометрирования нагружаемой области.
Поэтому одной из основных задач при контроле является определение фактической чувствительности аппаратуры к напряжениям с учетом реальных характеристик объекта.
Особенностью методики контроля напряжений с помощью МШ в действующих трубопроводах является обеспечение возможности определять их абсолютные значения при неизвестных свойствах металла конкретного трубопровода.
