Содержание к диссертации
Введение
1 Проблема обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части 25
1.1 Комплекс задач, решаемых в рамках проблемы надежности эксплуатируемых нефтепродуктопроводов 25
1.2 Методы расчета на прочность нефтепродуктопроводов 34
1.3 Методы оценки надежности нефтепродуктопроводов 43
1.4 Анализ фактической надежности нефтепродуктопроводов 47
1.5 Анализ методов диагностики нефтепродуктопроводов 61
1.6 Анализ методов ремонта нефтепродуктопроводов 71
1.7 Выводы 75
2 Исследование модели «нагрузка - несущая способность» и разработка метода поверочного расчета нефтепродук топроводов по первому предельному состоянию 77
2.1 Запас прочности и оценка толщины стенки труб по критерию надежности 78
2.2 Оценка степени влияния параметров несущей способности труб на показатель надежности 84
2.3 Определение допустимого уровня концентрации напряжений в металле труб 91
2.4 Обоснование значения коэффициента запаса по деформации металла труб 95
2.5 Построение модели расчета параметра потока отказов от характеристики дефектности труб 99
2.6 Разработка метода поверочного расчета нефтепродуктопро водов по первому предельному состоянию 103
2.6.1 Экспериментальные исследования образцов трубных сталей и труб на статическую и малоцикловую прочность 103
2.6.2 Теоретическая оценка относительного показателя повреждаемости металла труб в концентраторе напряжений 112
2.6.3 Метод поверочного расчета нефтепродуктопроводов по первому предельному состоянию 116
2.7 Выводы 120
3. Исследование модели «параметр - поле допуска» для определения эксплуатационных допусков на параметры труб по критерию надежности 122
3.1 Оптимизация параметров труб по критерию надежности 122
3.2 Установление зависимости показателя безотказности от параметров труб 129
3.3 Разработка методики расчета эксплуатационных допусков на параметры труб 132
3.4 Оценка параметров сварных соединений труб по критерию надежности 139
3.4.1 Многофакторный корреляционно- регрессионный анализ параметров сварных соединений труб 143
3.4.2 Оптимизация параметров сварных соединений труб по критерию надежности 146
3.4.3 Сравнительная оценка моделей расчета концентраторов напряжений с экспериментальными данными 150
3.5 Выводы 152
4 Определение работоспособного состояния участков стальных трубопроводов по магнитным диагностическим признакам 153
4.1 Анализ влияния напряженно-деформированного состояния на магнитные характеристики трубных сталей 153
4.2 Экспериментальные исследования влияния напряженно-деформированного состояния труб на магнитные характеристики трубных сталей 157
4.2.1 Установление зависимости магнитной проницаемости от механических напряжений при упругих и пластических деформациях трубных сталей 157
4.2.2 Установление зависимости уровня магнитных шумов от механических напряжений при упругих и пластических деформациях трубных сталей 161
4.2.3 Исследования влияния малоциклового нагружения труб на магнитные характеристики и структуру трубных сталей 167
4.2.4 Оценка влияния малоциклового нагружения труб на корреляционную связь магнитной проницаемости и механических напряжений при деформациях трубных сталей... 172
4.3 Разработка метода и методики оценки работоспособного состояния участков трубопроводов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам 175
4.4 Сравнительная оценка данных напряженно-деформированного состояния труб методами магнитной анизотропии и тензометрии 180
4.5 Определение работоспособного состояния участков стальных трубопроводов по магнитным диагностическим признакам... 182
4.6 Совершенствование структуры и разработка типовой программы технического диагностирования нефтепродуктопроводов 197
4.7 Выводы 200
5 Разработка критериев оценки степени опасности дефектных участков нефтепродуктопроводов и обоснование выбора методов их ремонта 202
5.1 Классификация факторов, влияющих на выбор метода ремонта дефектного участка нефтепродуктопровода 202
5.2 Разработка метода оценки ресурса дефектных участков 204
5.3 Оценка степени опасности дефектов с учетом их значимости и устойчивости 211
5.4 Разработка методики выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопровода 217
5.5 Особенности ремонта участков нефтепродуктопровода с газопрессовыми сварными соединениями 231
5.5.1 Экспериментальные исследования прочности и долговечности труб с газопрессовыми сварными соединениями 231
5.5.2 Обоснование выбора метода ремонта нефтепродуктопровода с газопрессовыми сварными соединениями 242
5.6 Выводы 246
6 Обеспечение надежности магистральных нефтепродуктопр оводов при снижении несущей способности линейной части 248
6.1 Разработка метода решения обратной задачи проектирования однониточного нефтепродуктопровода с переменной несущей способностью 248
6.2 Разработка методики определения допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции 262
6.3 Особенности расчета допустимого рабочего давления на участках нефтепродуктопровода 268
6.3.1 Определение рабочего давления с учетом повреждаемости металла труб 269
6.3.2 Определение рабочего давления с учетом дефектов-концентраторов напряжений в металле труб 269
6.3.3 Определение рабочего давления с учетом трещино-образования в металле труб 270
6.3.4 Определение рабочего давления с учетом точечно-язвенной коррозии металла труб 272
6.3.5 Определение рабочего давления с учетом ремонтной конструкции 273
6.3.6 Определение рабочего давления на напряженно-деформированном участке нефтепродуктопровода 274
6.4 Оценка разрешенной производительности магистрального нефтепродуктопровода с учетом технического состояния линейной части 275
6.5 Построение схемы формирования регламента функционирования нефтепродуктопровода 278
6.6 Выводы 280
Основные выводы и рекомендации 282
Библиография
- Анализ фактической надежности нефтепродуктопроводов
- Обоснование значения коэффициента запаса по деформации металла труб
- Многофакторный корреляционно- регрессионный анализ параметров сварных соединений труб
- Экспериментальные исследования влияния напряженно-деформированного состояния труб на магнитные характеристики трубных сталей
Введение к работе
Актуальность темы работы. В настоящее время действующие магистральные нефтепродуктопроводы (МЫ 111) протяженностью более
-
тыс. км непрерывно осуществляют поставку потребителям углеводородного топлива. Нефтепродуктопроводы являются опасными производственными объектами, из которых 39 % эксплуатируются более 30 лет, а 23% - от
-
до 30 лет.
Основные фонды трубопроводного транспорта нефтепродуктов, как и вся транспортная система, стареют. В процессе их эксплуатации постепенно снижается несущая способность собственно трубопроводов. И здесь остро встают вопросы обеспечения надежности и безопасности нефтепродуктопроводов.
Наиболее характерными необратимыми процессами в металле труб нефтепродуктопроводов являются коррозия, усталость, изменение комплекса физико-механических свойств и параметров напряженно-деформированного состояния.
Одной из главных проблем остается качество изготовления труб. Статистика по-прежнему подтверждает, что основными причинами отказов и аварийных ситуаций являются дефекты труб заводов-изготовителей.
Тем не менее, опыт эксплуатации нефтепродуктопроводов показывает, что благодаря технологическим возможностям трубопроводный транспорт нефтепродуктов остается наиболее рентабельным и зачастую безальтернативным.
Многие проблемы, связанные с возрастным составом и высокими требованиями промышленной безопасности нефтепродуктопроводов, преодолеваются обслуживанием их по техническому состоянию по результатам диагностики и приведением основной нагрузки под фактическую несущую способность труб.
Приоритетным направлением технической политики в области магистрального трубопроводного транспорта нефтепродуктов является комплексный подход к вопросам диагностики и ремонта нефтепродуктопроводов по техническому состоянию.
В связи с этим важное значение имеет оценка работоспособного состояния и долговечности нефтепродуктопроводов на основе_оперативного
СПетвюг *1Ч/"\
09 Яв^— v .ГгЛ
контроля и мониторинга напряженно-деформированного состояния (НДС) потенциально опасных участков.
Несмотря на достигнутые успехи в области технического диагностирования нефтепродуктопроводов, вопросы разработки и внедрения методов ранней диагностики напряженно-деформированного состояния и оценки работоспособности опасных участков остаются открытыми.
Наряду с необходимостью дальнейшего развития системы технического диагностирования нефтепродуктопроводов, позволяющей оценивать напряженно-деформированное состояние и степень поврежденности металла труб с течением времени, требует решения ряд задач, связанных с ремонтом дефектных участков по степени их опасности и гарантии долговечности.
Сложность условий работы нефтепродуктопроводов усугубляется не только дефектностью отдельных труб, но и общим снижением несущей способности линейной части, что предопределяет постановку задачи регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций (ПС) при определенных ограничениях.
Совокупность вышеперечисленных задач составляет сущность проблемы, решаемой в данной работе, направленной на обеспечение надежности действующих магистральных нефтепродуктопроводов и продление срока службы трубопроводных конструкций.
Обеспечение надежности и продление срока службы нефтепродуктопроводов требуют комплексного рассмотрения вопросов снижения несущей способности, установления технологических режимов работы, диагностики и ремонта дефектных участков инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих акторов и, в целом, совершенствования программы эксплуатации в виде позиционной стратегии управления эксплуатацией по принципу обратной связи с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.
Итак, актуальность научно-исследовательских, технических и технологических работ по созданию системы обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части подтверждается следующими обстоятельствами: большой протяженностью длительно эксплуатируемых магистральных нефтепродуктопроводов; фактическим продолжением их функционирования; возможностью учета
комплекса факторов технического и экономического порядков, отвечающих тенденциям развития трубопроводного транспорта.
Диссертационная работа выполнялась в соответствии с тематическими планами НИОКР ИПТЭР (бывший ВНИИСПТнефть) (1980-2004 гг.), планами НИЭР ОАО «АК «Транснефтепродукт» (1993-2004 гг.), включающими темы, предусмотренные Федеральной целевой программой «Энергоэффективная экономика» (2002-2003 гг ), межгосударственной программой «Высоконадежный трубопроводный транспорт» (1999-2000 гг.), отраслевой программой «Мероприятия по повышению надежности, экологической безопасности, сокращению аварийности магистральных нефтепродуктопроводов и усилению инвестиционной активности на объектах ОАО «АК «Транснефтепродукт» (1999-2003 гг.).
Цель диссертационной работы. На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований особенностей работы длительно эксплуатируемых магистральных нефтепродуктопроводов разработать систему обеспечения их надежности при снижении несущей способности линейной части.
Основные задачи работы
-
Анализ современного состояния надежности нефтепродуктопроводов
-
Теоретические и экспериментальные исследования прочности и долговечности труб эксплуатируемых нефтепродуктопроводов.
3 Исследование модели «параметр-поле допусков» для определения эксплуатационных допусков на механические и геометрические параметры труб по критерию надежности.
-
Разработка косвенных методов контроля и оценки работоспособного состояния участков нефтепродуктопроводов по магнитным диагностическим признакам.
-
Создание научных основ выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов на базе разработанных классификатора влияющих факторов и критериев оценки степени опасности дефектов с течением времени.
6. Разработка метода и методики определения допустимого рабочего давления на выходе перекачивающих станций (после регулирующего устройства) магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части.
Методы решения поставленных задач
При решении поставленных задач были использованы подходы и методы теории квалиметрии, надежности, ферромагнетизма, упругости, пластичности и механики разрушения, экспериментальные металлографические и электронно-микроскопические средства и способы изучения структуры, методы испытаний и контроля напряженно-деформированного состояния труб и трубных сталей.
Научная новизна
-
Разработаны научные основы системы обеспечения надежности магистральных нефтепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части, базирующиеся на позиционной стратегии управления эксплуатацией и ремонтом по состоянию, методах регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций, диагностирования и ремонта дефектных участков инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов с учетом ограничений на технологические, конструктивные и финансовые ресурсы.
-
Выявлены закономерности снижения сопротивления усталости металла труб под влиянием совместных процессов циклического упругопла-стического деформирования и изменения физико-механических свойств в зонах конструктивной концентрации напряжений. Получены аналитические зависимости, описывающие закономерности снижения сопротивления усталости металла труб, на основе которых разработан метод поверочного расчета на прочность и долговечность труб, учитывающий накопленную усталостную поврежденность в зонах концентрации напряжений, ответственных за разрушение участков нефтепродуктопроводов. Определены граничные условия регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций по несущей способности линейной части для решения за-
дач синтеза требуемой надежности и продления сроков службы нефтепро-дуктопроводов.
3. Проведена классификация основных типов задач по расчету эксплуа
тационных допусков на параметры труб и предложены методы их решения
на базе теории квалиметрии по оптимизации параметров объектов стандарти
зации.
4. Разработаны косвенные методы контроля напряженно-деформи
рованного состояния по магнитным диагностическим признакам и оценки
работоспособности участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному ал
горитму и контрольным картам.
-
Предложены новые критерии оценки степени опасности дефектов по их значимости и устойчивости с течением времени, основанные на результатах теоретического анализа и классификации факторов, влияющих на выбор методов ремонта участков нефтепродуктопроводов.
-
Разработан метод поддержания достигнутого уровня надежности магистральных нефтепродуктопроводов путем формирования областей состояний с запасом работоспособности на всех участках (точках профиля) линейной части за счет регулирования рабочего давления на выходе перекачивающих станций и ремонта инвариантно к виду и времени действия дестабилизирующих факторов в рамках позиционной стратегии эксплуатации по принципу обратной связи.
Основные защищаемые положения
-
Методы обеспечения надежности длительно эксплуатируемых магистральных рефтепродуктопроводов, предусматривающие выполнение по результатам технического диагностирования ремонтно-восстановительных работ и регулирование рабочего давления на выходе перекачивающих станций при снижении несущей способности линейной части.
-
Результаты экспериментальных исследований образцов трубных сталей и стендовых испытаний на прочность и долговечность труб длительно эксплуатирующихся нефтепродуктопроводов.
-
Метод поверочного расчета на прочность и долговечность труб действующих нефтепродуктопроводов.
-
Теоретические основы оптимизации механических и геометрических параметров труб, обеспечивающих заданные показатели надежности.
-
Косвенные методы контроля напряженно-деформированного состояния по магнитным диагностическим признакам и оценки работоспособности участков нефтепродуктопроводов по мажоритарному алгоритму и контрольным картам.
-
Научные основы выбора методов ремонта дефектных участков нефтепродуктопроводов на базе разработанных классификатора влияющих факторов и новых критериев оценки степени опасности дефектов с течением времени.
Практическая ценность
-
На основе результатов проведенных исследований создана нормативно-методическая база для реализации системы обеспечения надежности длительно эксплуатируемых нефтепродуктопроводов, позволяющая осуществлять техническое диагностирование напряженно-деформированного состояния, оперативно выполнять ремонтные работы на дефектных участках и коррелировать технологический режим работы с несущей способностью линейной части.
-
Разработанная методика определения напряженного состояния участков нефтепродуктопроводов по магнитным диагностическим признакам, обработки данных по мажоритарному алгоритму с использованием контрольных карт позволяет оценить работоспособное состояние этих участков.
-
Предложенные структура и типовая программа диагностирования нефтепродуктопроводов, включающие проведение ранней диагностики напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков, дают возможность создать комплексную систему диагностики, оценить напряженно-деформированное состояние и изменения механических и магнитных свойств металла труб и обеспечить полноту и глубину технического диагностирования.
-
Разработанная методика расчета эксплуатационных допусков на параметры труб по критерию надежности позволяет выработать технические
требования к показателям качества труб, обеспечивающим их надежность в эксплуатации.
-
Методика выбора методов ремонта дефектных участков нефтепро-дуктопроводов, в основу которой заложено установление сочетаний влияющих факторов по предложенной классификации, способствует оперативному выполнению ремонтных работ исходя из условия обеспечения их работоспособности.
-
Методика определения максимально допустимого рабочего давления на выходе перекачивающей станции (после регулирующего устройства), учитывающая снижение несущей способности труб в процессе эксплуатации нефтепродуктопровода, позволяет по разработанным критериям установить такой технологический режим работы нефтепродуктопровода, при котором обеспечиваются требуемые безотказность и долговечность.
-
Разработанные конструктивные решения и технологии ремонта участков нефтепродуктопроводов реализуют предложенные методы обеспечения надежности нефтепродуктопроводов.
Реализация работы
Результаты исследований использованы при разработке следующих нормативно-методических документов:
«Руководство по техническому расследованию отказов, повреждений технологических объектов магистральных нефтепроводов». РД 39-30-1058-84, 1984 г.;
«Нефтепровод магистральный. Надежность. Количественные методы оптимизации параметров. Основные положения». ОСТ 39-170-84,1984 г.;
«Методика оптимизации параметров комплектующих изделий магистральных нефтепроводов по критерию надежности в эксплуатации». РД 39-30-1167-84,1985 г.;
«Инструкция по отбраковке труб при капитальном ремонте нефтепроводов». РД 39-0147103-334-86, 1986 г.;
«Инструкция по приварке заплат и муфт на стенки труб нефтепроводов под давлением перекачиваемой нефти до 2,0 МПа». РД 39-0147103-330-86, 1986 г.;
«Типовое положение по техническому диагностированию линейной части магистральных нефтепродуктопроводов». ОАО «АК «Транснефтепродукт», 1997 г.;
«Инструкция по приварке усилительных элементов на кольцевые сварные швы труб при капитальном ремонте магистральных нефтепродуктопроводов». ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1997 г.;
«Инструкция по приварке одно- и многосекционных обжимных муфт при ремонте нефтепродуктопроводов». ОАО «Уралтранснефтепродукт», 1998 г.;
«Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4-041-99,1999 г.;
«Методические указания по оценке и анализу надежности нефтепроводов системы трубопроводного транспорта нефти в Российской Федерации». Минэнерго России, 2000 г.;
«Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов, проложенных на территории городов, населенных пунктов и заходящих на территории нефтебаз и перекачивающих станций». РД 153-39.4-044-99,
2000 г.;
«Правила капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды, железные и автомобильные дороги I-IV категорий». РД 153-39.4-075-01,2001 г.;
«Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на подводных переходах магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4-074-01,
2001 г.;
«Типовой план ликвидации возможных аварий на магистральных неф-тепродуктопроводах». РД 153-39.4-073-01,2001 г.;
«Методика определения несущей способности действующих трубопроводов и создание регламентов их функционирования». РД 153-39.4Р-135-2002;
«Методика расчета максимально допустимого рабочего давления при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов». РД 153-39.4Р-134-2002.
Разработанные нормативно-методические документы и конструктивно-технические решения внедрены в акционерных обществах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «АК «Транснефтепродукт».
Апробация работы
Результаты работы докладывались и обсуждались в 1979-2004 гг. на всесоюзных, всероссийских и республиканских семинарах, совещаниях, конференциях и конгрессах нефтегазопромышленников России, посвященных проблемам развития трубопроводного транспорта и обеспечения надежности нефте- и нефтепродуктопроводов, в том числе:
республиканских научно-технических конференциях в г. Уфе (1979, 1980,1982,1984 гг.);
всесоюзном научном семинаре СО АН СССР «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (Минск, 1984 г.);
международном семинаре «Европейские технологии для улучшения целостности трубопроводов» (Уфа, 1998 г.);
научно-техническом совещании-семинаре «Аналитическая диагностика и средства автоматизации» Минатома России для нефтегазового комплекса (Обнинск, 1999 г.);
IX ежегодном международном Конгрессе «Новые высокие технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (Уфа, 1999 г.);
II Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2000 г.);
III Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2001 г.);
Второй Всероссийской Неделе Нефти и Газа (Москва, 2002 г.);
- конференции «Перспективы развития трубопроводного транспорта
России» в рамках Десятой международной специализированной выставки
«Газ. Нефть - 2002» (Уфа, 2002 г.);
IV Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность трубопроводного транспорта» (Новополоцк, 2003 г.);
тематической секции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» в рамках IV Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2003 г.).
Кроме того, результаты работы докладывались на ежегодных координационных совещаниях и Советах главных инженеров ОАО «АК «Транснефтепродукт» в период с 1993 по 2004 гг.
Результаты работы, методы исследования и рекомендации нашли отражение в Докладе о надежности магистральных нефте- и нефтепродукто-
проводов в системе трубопроводного транспорта России, подготовленном и представленном на основании Государственного контракта в Минэнерго России в 2001 г.
Публикации
Основное содержание работы опубликовано в монографии и 51 научных статьях, брошюрах и тезисах докладов семинаров и конференций, получены 2 авторских свидетельства на изобретения и 1 патент.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 309 страницах машинописного текста, содержит 52 таблицы, 60 рисунков, библиографический список использованной литературы включает 242 наименования.
Соискатель благодарен коллективу ОАО «АК «Транснефтепродукт» за доброжелательное отношение, заинтересованность во внедрении и активную помощь в проведении исследовательских работ.
Анализ фактической надежности нефтепродуктопроводов
Протяженность магистральных нефтепродуктопроводов РФ и стран СНГ составляет 19,1 тыс. км, в том числе на территории Украины - 1500 км, Белоруссии - 1300 км, Латвии - 400 км, Казахстана - 300 км. По трубопроводной системе транспортируются светлые нефтепродукты (моторные топлива) от 14 нефтеперерабатывающих заводов России (Омского, четырех башкирских, трех самарских, Пермского, Нижнекамского, Нижненовгородского, Рязанского, Московского, Киришского) на экспорт и внутренним потребителям России. Почти 25 % всех нефтепродуктов, производимых российскими компаниями на вышеуказанных 14 НПЗ, транспортируется по системе МШШ. К системе МНПП подключены также два НПЗ Белоруссии (Мозырский и Ново-ПолоцкиЙ).
Технологический процесс транспортировки топлива обеспечивается работой 100 головных и промежуточных перекачивающих станций с общей емкостью резервуарных парков 4,6 млн куб. м. Перевалка на же-лезнодорожный транспорт осуществляется с 11 железнодорожных наливных станций, а в автомобильный транспорт - с 55 автоналивных пунктов.
Нефтепродуктопроводы представляют собой сложные инженерные сооружения большой протяженности, работающие в специфических условиях, проложенные, в основном, под землей на глубине 0,8 - 1,0 м, характеризующиеся циклическими и динамическими нагрузками и взаимодействием с грунтами. Они пересекают тысячи искусственных и естественных препятствий - реки, озера, болота, овраги, автомобильные и железные дороги и др.
Нефтепродуктопроводы проложены практически во всех климатических и почвенно-географических зонах страны. Так, основная доля (80 %) нефтепродуктопроБодов проложена в условиях равнинно-холмистой местности с обычными грунтами. Особенностью нефтепродуктопроводов является возрастная структура, которая свидетельствует об их значительном износе (износ основных фондов превышает 70 %). К настоящему времени сложилась следующая возрастная структура нефтепродуктопроводов [67]: более 30 лет - 39 % магистральных нефтепродуктопроводов (НПП); от 20 до 30 лет - 23 % НІШ; от 10 до 20 лет - 35 % НПП; менее 10 лет- 3 % НПП. Следует отметить, что наиболее старыми являются нефтепродуктопроводы Урала и Поволжья, где 68 % трубопроводов эксплуатируются более 30 лет.
Значительная часть нефтепродуктопроводов была построена и введена в строй в 50-е и 70-е годы прошлого столетия. В эти годы считалось, что магистральные нефтепродуктопроводы должны эксплуатироваться 33,3 года. При этом, по-видимому, путались два понятия: амортизационный срок эксплуатации и технический ресурс. Такая путаница была характерна и для других отраслей техники, и объясняется она тем, что амортизационный срок службы трубопроводов определялся не столько из экономических соображений, сколько из среднетехнических характеристик объектов, или далее просто волевым решением. В итоге для всех технических средств были назначены нормы амортизации, в том числе для магистральных трубопроводов (МТ) был установлен амортизационный срок службы - 33 года.
По нашему мнению, сроки эксплуатации магистральных трубопроводов некорректно оценивать в ближайшее время как критические, учитывая, что в системе трубопроводного транспорта нефтепродуктов более 30 лет эксплуатируются всего до 39 % протяженности МНГШ. По экспертным оценкам ученых и специалистов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, ожидаемая долговечность до предельного состояния трубопроводов составляет не менее 60 лет при соблюдении действующих правил технической эксплуатации и ремонта трубопроводов по состоянию [67,168,171,196,210].
Мировая практика эксплуатации сложных технических систем транспорта газа, нефти и нефтепродуктов доказывает невозможность обеспечения их абсолютной надежности, на трубопроводах по разным причинам происходят аварии, причем значительный возраст трубопроводов всегда объективно связан с увеличением риска возникновения аварий при эксплуатации.
Практика показывает, что для поддержания надежности и обеспечения безопасности магистральных трубопроводов, имеющих срок эксплуатации 15-20 лет, наиболее эффективными являются капитальный ремонт и реновация оборудования, а для трубопроводов, эксплуатирующихся более 25 лет, - реконструкция и техническое перевооружение, которые намного дешевле, чем новое строительство.
В конце 80-х годов была поставлена и решена задача разработки технологий выборочного ремонта магистральных трубопроводов по их фактическому техническому состоянию на основе результатов комплексной диагностики [61, 74, 165].
В настоящее время продолжаются работы по совершенствованию существующих техники и технологии капитального и аварийного ремонтов, решению вопроса повышения безопасности производства ремонтных работ, разработке нормативно-технической документации (НТД), особенно для длительно эксплуатируемых трубопроводов.
Обоснование значения коэффициента запаса по деформации металла труб
Одним из основных источников информации о фактической надежности нефтепродуктопроводов в процессе их эксплуатации являются данные об авариях и отказах (инцидентах), причинах их возникновения и последствиях, выполненных работах по восстановлению их работоспособности. Однако получение объективных выводов о фактическом уровне надежности МНПП возможно лишь на основе математической обработки и анализа обширного количества ретроспективных данных об эксплуатации нефтепродуктопроводов в течение длительного периода времени.
В связи с этим нами выполнены анализ и оценка надежности действующих нефтепродуктопроводов по ретроспективным данным эксплуатации их за 18 лет (с 1985 по 2002 гг.).
Анализ статистических данных об отказах и авариях на линейной части МНГШ, собранных по первичным документам учета аварий на МНГШ за 1985-2002 гг., а также обобщение опубликованных материалов [1, 33, 59, 67, ПО, 111] позволили классифицировать причины их происхождения на следующие группы: заводской брак (заводской дефект металла и сварных швов); брак СМР (дефекты строительно-монтажных работ); коррозия металла труб; внешние механические воздействия на МНПП (нарушения правил охраны нефтепродуктопровода); ошибки эксплуатации - нарушения правил технической эксплуатации МНПП и требований других нормативно-технических документов; действия неучтенных нагрузок (оползней, размывов, просадок); прочие причины отказов и аварий.
Распределение числа отказов и аварий на линейной части МНПП ОАО «АК «Транснефтепродукт» по причинам приведено на рисунке 1.2 и в таблице 1.4 по годам (за 1985 - 2004 гг.), обобщенно за все рассмотренные годы дифференцированно по акционерным обществам МНПП - в таблице 1.5.
Основными причинами отказов и аварий на МНПП за период с 1985 по 2004 гг. явились: - коррозионные повреждения. Доля отказов и аварий на МНПП из-за коррозионных повреждений трубопровода составляет (в среднем за 18 лет) 29,0 % от их общего количества. Следует отметить, что количество отказов на МНПП и отводах от них по причине «коррозия» имеет тенденцию к явному возрастанию (рисунок 1.3), достигнув в 2000 г. максимальной за 18 лет величины (14 отказов); 15 По причине: коррозия металла труб - заводской брак труб и запорной арматуры. Доля отказов и аварий -19,1 %. Причинами данной группы отказов и аварий на МНІШ являются наличие дефектов в металле труб, некачественная заводская сварка трубных швов, каверность литья корпусов задвижек, низкая надежность уплот-нительных элементов и др. Динамика аварийности по данной группе причин не подчиняется какой-либо закономерности и непредсказуема; - брак строительно-монтажных работ. Доля отказов и аварий составляет 19,9 % от общего количества (примерно на одном уровне с заводским браком). К данной группе причин отнесены отказы и аварии, происходящие из-за некачественного выполнения монтажных стыков и стыков, сваренных на стеллажах, из-за несквозного повреждения трубы (вмятин, царапин, задиров, нанесенных при строительстве). Количество отказов и аварий по причине «брак СМР» имеет тенденцию к снижению. Так, количество отказов и аварий на МНГШ ОАО «АК «Транснефтепродукт» по данной причине снизилось в 2001 г. по сравнению с 1985 г. в 1,5 раза; - нарушения в охранной зоне (11,8 %) и ошибки эксплуатации (нарушения требований Правил технической эксплуатации МНПП и других НТД) - (8,5 %). В нервую группу причин включены отказы и аварии на МНПП, происходящие как вследствие повреждений техникой и механизмами сторонних организаций из-за несоблюдения требований охранной зоны трубопроводов, так и РСУ в процессе капитального ремонта. Число отказов и аварий из-за нарушений в охранной зоне имеет тенденцию к резкому снижению. Так, их число в 2000 г. сократилось в 3,5 раза по сравнению с 1986 г., а в 2001-2002 гт. отказов по данной причине не было вообще. Число отказов и аварий из-за ошибок эксплуатации не имеет столь явной тенденции к снижению. Так, если за период с 1985 по 1995 гг. наблюдалось какое-то снижение аварийности (в 1992-1994 гг. отказов и аварий не было вообще), то в последующие годы (1999-2000 гг.) отказы и аварии появились вновь (до 1-3 отказов в год).
На основе математической обработки приведенных выше статистических данных об отказах и авариях на МНПП за 1985 - 2002 гг., выполненной с использованием решений [12, 66, 82,92,115,119,208,216], а также ГОСТ 27.310 [43], ГОСТ 27.002 [42], ГОСТ 18322 [51], ГОСТ1 11623 Г5 Т "сг ЛДетпттгптеС"ТРГї л/ття яитяхт ҐЛЯ1 ттятзгя кг\тпхие гггп( 1хххъа оценка основных показателей эксплуатационной надежности линейной части МНПП.
В соответствии с Методическими указаниями [68] при анализе надежности линейной части МНПП следует определять следующие основные показатели надежности для линейной части: параметр потока отказов, e (t); среднее время восстановления, тв; коэффициент технического использования, Кщ.
В качестве дополнительного показателя надежности могут быть определены коэффициент готовности (Кг) и коэффициент вьінужденного простоя (Кп); для линейных участков - коэффициент технического использования, Km. В качестве дополнительных показателей надежности линейных участков могут быть определены параметр потока отказов, со(т); среднее время восстановления, тв; показатель функциональной надежности, R(t).
Статистическая информация о простоях линейной части МНШТ, обусловленных отказами и авариями, использована для оценки одного из основных показателей эксплуатационной надежности, зависящего от системы технического обслуживания и ремонта, - среднего времени восстановления нефтепродуктопровода, тБ.
Результаты расчетов тв по дочерним акционерным обществам Компании приведены в таблице 1.6, а графическая иллюстрация динамики тв, оцененного в среднем по ОАО «АК «Транснефтепродукт», - на рисунке 1.4.
Многофакторный корреляционно- регрессионный анализ параметров сварных соединений труб
Вероятностные методы расчета допустимого уровня концентрации напряжений в локальных зонах металла труб эффективны и могут при меняться при требуемой безотказности Рн 0,999. В связи с этим расче ты допустимой величины теоретического коэффициента концентрации напряжений, в отличие от предыдущего подхода, целесообразно строить на основе нормирования коэффициента запаса по деформации ns по чис лу циклов нагружения трубопровода внутренним давлением [28]. Вероятностные методы расчета допустимого уровня концентрации напряжений в локальных зонах металла труб в данном случае используют ся для обоснования нормативных значений коэффициента запаса пЕ [&5]. Ф В качестве параметра состояния трубопровода используется функ ция неразрушимости отдельных труб єдоп - Єраб.н 0, где єдот - предель ная (допустимая) пластическая деформация; єраб.н - упругая (рабочая) деформация металла труб, соответствующая расчетному значению внут реннего давления в трубопроводе. Известно, что трубы нефтепродуктопроводов работают при неста ционарном (циклически изменяющемся) внутреннем давлении, характе ризующемся ограничением сверху по срабатыванию защиты по макси муму допустимого давления. Колебание внутреннего давления происхо ф дит вследствие изменений характеристик работы линейной части и на Ф сосных станций, которые вызваны рядом факторов (остановка насосов, закрытие задвижки и т.д.).
Следовательно, деформация металла труб, возникающая от основного силового фактора - внутреннего давления, также является переменной. Причем по величине деформации могут находиться сверху вне зоны ограничения внутреннего давления, конкретно в локальных зонах тела труб вследствие концентрации деформации в них.
Среднее число случаев появления упругой деформации металла труб, соответствующее нормативному значению внутреннего давления N+(TP), оценивается по предлагаемому или существующему (прототи пу) режиму эксплуатации трубопровода: ЩТР) = Л-У-КД-Ї7, (2.26) где Ц - коэффициент, показывающий степень реализации нормативного внутреннего давления в цикле нагружения труб, 1/цикл; V- среднее число циклов нагружения труб внутренним давлением за единицу времени; Кд - запас по долговечности, равный отношению максимального т ресурса труб к среднему ресурсу трубопровода; р - средний ресурс трубопровода, год.
Поскольку один из всех возможных случаев перехода упругой деформации в локальной зоне тела трубы до предельной пластической деформации может привести дефектный участок трубопровода в состояние отказа, то, по условию неразрушимости труб, вероятность появления такого события в любой момент времени за рассматриваемый период его эксплуатации q(sOTn) должна быть больше допустимой вероятности появлений упругой деформации, соответствующей определенному коэффициенту запаса по деформации q(ns - єраб.н), то есть
В свою очередь, вероятность появления предельной пластической деформации в локальной зоне тела трубы q(s;ion) из всех возможных циклов нагружения трубопровода внутренним давлением, равным по амплитуде нормативным значениям, определяется как обратная величина среднего числа указанных возможных циклов нагружения:
Как показано в [123], основной силовой фактор - внутреннее давление на стенки труб трубопровода - распределен по нормальному закону, поэтому можно принять, что деформации металла труб как случайные величины распределены по нормальному закону около средних значений. где Є - среднее значение рабочей деформации; ре - среднеквадратич ное отклонение величины рабочей деформации; с - нормирующий множитель, определяемый из условия, что площадь под кривой распределения равна единице. Вследствие того, что значения случайной величины лежат в зоне положительных значений, согласно [217] получаем: с —коэффициент изменчивости деформации, равный отноше нию среднеквадратичное отклонения к математическому ожиданию деформации металла труб.
Данная зависимость аналитически связывает коэффициент запаса по деформации металла труб с показателем долговечности - ресурсом участка трубопровода. Нормирование коэффициента запаса по деформации, вычисляемого с учетом принятых норм по числу циклов нагрулсения труб, позволит принять обоснованное решение для обеспечения надежности.
Рассмотрим магистральный трубопровод со следующими параметрами: диаметр 530 мм, толщина стенки 8 мм, материал труб - сталь марки 17ГС, давление внутреннее нормативное 5,5 МПа.
Принимается, что эксплуатация трубопровода будет проходить при частоте изменения внутреннего давления V = 350 циклов/год при реализации нормативного внутреннего давления в каждом цикле п = 1/цикл, средний ресурс трубопровода Тр = 32 года, Кд = 1, Тогда по формуле (2.30) или графику (рисунок 2.6) определяется коэффициент запаса по деформации материала труб за средний ресурс: ns - 1,354.
Изложенное выше теоретическое положение позволяет обосновать выбор величины коэффициента запаса по деформации металла труб при требуемой безотказности и рекомендации на допустимые пределы изменчивости внутреннего давления трубопровода при известных величинах коэффициента запаса по деформации металла труб и среднего ресурса трубопровода.
Зависимость коэффициента запаса по деформации пс от частоты нагружения трубопровода внутренним давлением v 2.5 Построение модели расчета параметра потока отказов от характеристики дефектности труб Анализ работ по надежности магистральных трубопроводов показывает, что в основе расчетов показателей их надежности (безотказности) используется нелинейная зависимость параметра потока отказов от толщины стенки труб [113].
Принятие такой зависимости предполагает идеальную форму трубы, отсутствие концентраторов напряжений и статическое нагружение трубопроводов внутренним давлением.
Для реальной трубы отклонения от идеализированных условий в той или иной степени неизбежны. Статистические данные и анализ физики отказов показывают, что в преобладающей степени трещинообра-зования начинаются с концентраторов напряжений в локальных зонах металла труб.
Автором [195] установлена зависимость параметра потока отказов труб от показателя, характеризующего концентрацию напряжений в локальных зонах металла труб.
В конечном счете, оно сведено к установлению функциональной зависимости показателя надежности трубопровода от толщины стенки и обобщенной характеристики качества труб (теоретического коэффициента концентрации напряжений, определяемого геометрической формой концентратора):
Экспериментальные исследования влияния напряженно-деформированного состояния труб на магнитные характеристики трубных сталей
Целью исследований является установление закономерностей поведения магнитной анизотропии при растяжении трубных сталей. Основные результаты исследований опубликованы в трудах [90,181,183-188].
Экспериментальные исследования проводились на предварительно термообработанных плоских образцах из трубных сталей марок Ст 3 и 17ГС. Магнитную проницаемость образцов измеряли магнитоупругими преобразователями трансформаторного типа и измерительной системой, имеющей фактическое исполнение в виде следующих блоков: магнитного первичного преобразователя, блока питания, блока опорного напряжения, аналогового блока, аналого-цифрового преобразователя, блока индикации. Метрологические характеристики измерительной системы следующие: пределы допускаемой абсолютной систематической составляющей основной погрешности ДСЧ= ± 5 % ат, где - ат предел текучести трубной стали; предел среднего квадратичного отклонения случайной составляющей основной погрешности ОЧ(А) = + б % от; предел допускаемой вариации bq=2%crT; предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, вызванной изменением температуры окружающей среды на каждые 10 С, составляет ± 0,5 % от; индуктивность намагничивающей обмотки преобразователя L = 30 - 32 МГн; зазор между трубной сталью и первичным преобразователем поддерживается 0,5 - 2,0 мм; погрешность измерения в диапазоне от нуля до 0,8 стт не более 5 %; частота питания первичного преобразователя 1000 + 10 Гц.
Выходным сигналом индикатора механических напряжений является приращение электрического напряжения на измерительной обмотке первичного преобразователя, вызванное изменением магнитной анизотропии под воздействием механических напряжений.
Методика экспериментальных исследований заключалась в построении корреляционной кривой сталей марок Ст 3 и 17ГС. Для построения корреляционной кривой использованы стандартные образцы на разрыв по ГОСТ 1497-84 [44]. Для испытаний использовалась разрывная машина Р-50, соответствующая требованиям ГОСТ 28840-90 [54].
Градуировка проведена при одноосном растяжении образцов сталей, аналогичных применяемым в трубопроводах, путем их ступенчатого на-гружения задаваемой нагрузкой с одновременным определением амплитуды выходного сигнала преобразователя.
Экспериментальные работы по измерению величины напряженного состояния стенки труб проводились следующим образом.
На образец устанавливается электромагнитный преобразователь (ЭМП). Вращением преобразователя вокруг вертикальной оси устанавливаем наибольшее показание индикатора. При этом направление указателей преобразователя совпадает с направлением действия главных напряжений. Нагружение образца производится: равными ступенями порядка 40...50 кН. После каждой ступени нагружения берутся отсчеты по индикатору и записываются в журнал наблюдений.
По данным измерений строится корреляционная зависимость n = f — , где п - показания индикатора (у.е.). В блоке индикации используется микроамперметр и, соответствен, п (мкА); F - нагрузка; S - площадь поперечного сечения образца. Корреляционные кривые результатов испытаний образцов трубных сталей углеродистой Ст 3 и низколегированной 17ГС приведены на рисунках 4.1,4.2.
На оси ординат - показания величины растягивающих напряжений, а на оси абсцисс - показания индикатора п (у.е.), эквивалентные изменению магнитной проницаемости металла в точке измерений.
Погрешность измерений при шестикратных замерах на образцах из одной и той же марки стали при доверительной вероятности Р — 0,95 составила 11%. напряжений при упругих деформациях образцов трубной стали 17ГС в зависимости от показателя индикатора магнитной анизотропии Результаты экспериментов показывают, что магнитоупругии датчик работает до уровня предельной нагрузки (0,8...0,9)ot.
Во второй части настоящих исследований проведено изучение закономерностей поведения магнитной анизотропии в пластически деформированных сталях марок Ст 3 и 17ГС при растяжении. Методика экспериментальных исследований та же, что и в первой части экспериментов.
В то же время магнитную проницаемость образцов измеряли двумя электромагнитными преобразователями, установленными вдоль и поперек направления растяжения, а магнитную анизотропию определяли как разность значений магнитной проницаемости в этих направлениях. Пластическую деформацию измеряли вдоль направления растяжения в зоне установки ЭМП. На рисунках 4.3 и 4.4 представлены экспериментальные кривые зависимости магнитной анизотропии стали от величины механических напряжений, полученные при различных условиях нагружения.
Поведение магнитной анизотропии предварительно пластически деформированной стали характеризует кривая 1-2. При этом индикатор показывает величину п в пределах 500 - 600 единиц. При монотонном нагруже-нии образца до разрушения поведение магнитной анизотропии стали показывает кривая 0-1-2, резко понижающаяся в точке 1, что соответствует началу пластического течения. Поведение магнитной анизотропии в упругой области характеризует кривая 0-1, монотонно повышающаяся при нагружении.
Проведенные экспериментальные исследования показали, что магнитная анизотропия пластически деформированной стали характеризуется резким спадом сразу за пределом упругости.
Экспериментальная проверка напряженного состояния стенки новых труб диаметром 500 мм из стали марки 17ГС в различных точках показала, что величина индикации п составляла в пределах ± 50... 120 единиц, а для демонтированных труб диаметром 500 мм с сильно изогнутой поверхностью, с явными признаками складок (гофрирование) величина индикации составляла в пределах + 500... 560 единиц. Погрешность измерения напряженного состояния на натурных трубах относительно погрешности измерения на стандартных образцах составила порядка 17 %.
На основе установленных закономерностей поведения магнитной анизотропии пластически деформированной стали предложена методика определения напряженного состояния стальных труб.
Установлено [112], что с увеличением растягивающей нагрузки в трубных сталях величина магнитного шума от СБ возрастает, при сжатии -уменьшается. В области упругих напряжений эта зависимость линейна. При достижении предела упругости электродвижущая сила от скачков Баркгаузена уменьшается. Разница между показаниями прибора до нагру-жения и после может характеризовать величину остаточных напряжений. Эксперименты показали, что чувствительность этого метода при контроле как упругих, так и пластических деформаций намного выше, чем в случае использования остаточной индукции или коэрцитивной силы. С помощью эффекта Баркгаузена можно контролировать не только одноосные, но и более сложные напряжения и выявлять их направления.
Практическая реализация способа измерения напряжений магнитными методами, в том числе и с использованием СБ, сталкивается с большими трудностями, обусловленными, прежде всего, тем, что магнитные характеристики зависят не только от напряжений в стальных изделиях, но также и от структурного и фазового состояний магнитного материала: марки стали, степени коррозионного повреждения и т. д. Большие трудности также возникают при измерении магнитных характеристик контролируемых участков с помощью накладных датчиков, так как при увеличении зазора между датчиком и деталью может расти несоответствие между измеряемыми электромагнитными параметрами и магнитными характеристиками. В связи с этим в каждом конкретном случае требуется проведение дополнительных исследований по разработке методики измерения и интерпретации контрольных магнитных характеристик с помощью датчиков накладного типа и по разработке этих датчиков.
