Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ состояния и опыта эксплуатации магистральных газопроводов 6
1.1 Анализ технического состояния и опыт диагностики магистральных газопроводов 6
1.2. Сравнительный анализ существующих методов расчета
на прочность трубопроводов с коррозионными повреждениями 13
1.3. Планирование диагностических и ремонтно-восстановительных мероприятий 20
1.4. Ремонт коррозионных повреждений трубопроводов
с применением композиционных муфт 22
1.5. Постановка задач исследований 26
ГЛАВА 2. Обобщенный анализ технического состояния мг по результатам внутритрубных инспекций 28
2.1. Внутритрубная магнитная дефектоскопия МГ 28
2.2. Основные элементы анализа технического состояния МГ по результатам внутритрубной диагностики 30
2.3. Характеристики геометрии дефектов потери металла 34
2.4. Характеристики остаточной прочности поврежденных участков 44
Основные результаты и выводы по главе 2 48
ГЛАВА 3. Комплексная методология оценки эксплуатационной прочности и обоснования показаний к ремонтам участков МГ 50
3.1. Элементы стратегии эксплуатации МГ по техническому состоянию 50
3.2. Расчет предельных давлений и определение показаний к ремонтам 52
3.3. Обеспечение выборочных ремонтов магистральных газопроводов 60
3.4. Планирование ремонтно-восстановительных мероприятий 64
Основные результаты и выводы по главе 3 71
ГЛАВА 4. Выбор оптимальной стратегии обслуживания трубопроводов по результатам диагностики 73
4.1. Общая постановка задачи оптимизации стратегии устранения дефектов 73
4.2. Минимизация интенсивности эксплуатационных затрат 78
4.3. Минимизация суммарных затрат при эксплуатации 82
Основные результаты и выводы по главе 4 90
ГЛАВА 5. Выбор и расчетное обоснование параметров ремонтов магистральных газопроводов муфтовыми композиционными материалами 92
5.1. Технология ремонта МГ композиционными муфтами 92
5.2. Постановка задачи о прочностном обосновании ремонтов композиционными муфтами 95
5.3. Восстановление несущей способности участков газопроводов с коррозионными дефектами при ремонте композиционными муфтами 99
5.4. Оценка влияния деформационных и прочностных характеристик муфты на несущую способность отремонтированного участка 109
5.5. Разработка рекомендаций по выбору композиционных муфт для восстановления газопроводов с коррозионными дефектами 120
Основные результаты и выводы по главе 5 131
Общие выводы и результаты 133
Литература
- Анализ технического состояния и опыт диагностики магистральных газопроводов
- Основные элементы анализа технического состояния МГ по результатам внутритрубной диагностики
- Элементы стратегии эксплуатации МГ по техническому состоянию
- Общая постановка задачи оптимизации стратегии устранения дефектов
Введение к работе
Современное состояние единой системы газопроводов Россини характеризуется общим «старением» МГ и накоплением повреждений, в основном за счет развивающихся коррозионных и стресс-коррозионных дефектов. Это приводит к значительному снижению надежности как отдельных участков газопроводов, так и всей системы газоснабжения в целом. В условиях резкого нарастания потока отказов (в основном, по причине коррозии) после 10-15 лет эксплуатации практически вся система МГ нуждается в диагностических обследованиях и ремонтах.
В течение длительного времени обеспечение безопасности и надежности эксплуатации МГ базировалось на проведении планово-предупредительных и капитальных ремонтов, как правило, со сплошной заменой изоляционного покрытия и труб. В условиях старения трубопроводных систем и недостатка ресурсов для их обновления такой подход становился все менее эффективным.
С развитием внутритрубной диагностики основой стратегии обеспечения безопасности МГ становится эксплуатация трубопроводов «по техническому состоянию».
Совершенствование технологий и средств внутритрубной дефектоскопии, позволяющей выявлять, идентифицировать и оценивать размеры несовершенств и дефектов различного вида, общее увеличение объемов диагностики и выборочный (по результатам диагностики) ремонт поврежденных участков дают возможность снизить аварийность и повысить общую надежность системы МГ.
Учитывая большую протяженность системы МГ (свыше 150 тыс. км) и нарастающее количество выявляемых дефектов (3-5 дефектов на 1 км), единовременный ремонт всех поврежденных зон практически невыполним. На передний план выходит проблема выбора оптимальных или близких к оптимальным «выполнимых» стратегий диагностических и ремонтно восстановительных работ при безусловном обеспечении безопасности МГ. Основой для такой оптимизации является оценка технического состояния МГ по результатам диагностики, прогнозирование остаточного ресурса поврежденных участков, определение их ремонтопригодности, выбор способов и технологий ремонта, обеспечивающих требуемое восстановление прочности и долговечности.
В этой связи особую актуальность приобретает дальнейшее совершенствование системы оценки технического состояния и оптимизации ремонтов МГ по результатам диагностики на основе качественного и количественного анализа параметров поврежденности трубопроводов, развития методов расчета эксплуатационной прочности при локальных ремонтах, разработки алгоритмов и процедур для расчета параметров технологий ремонтов и моделей оптимизациии стратегий ремонтно-восстановительных работ.
Анализ технического состояния и опыт диагностики магистральных газопроводов
Наиболее эффективным методом диагностики магистральных газопроводов на сегодня является внутритрубная дефектоскопия [8, 33, 61, 76].
Внутритрубные снаряды-дефектоскопы высокого разрешения используются для выявления, идентификации, определения характерных размеров несовершенств формы, повреждений и дефектов, которые являются потенциальными причинами аварий и отказов.
На сегодняшний день для внутритрубных инспекций (обследований) применяются снаряды-дефектоскопы двух типов: ультразвуковые [46, 76] и магнитные [8, 44,46].
Ультразвуковой снаряд-дефектоскоп оснащен набором датчиков для излучения и приема ультразвуковых колебаний. Излученный датчиком сигнал отражается сначала от внутренней поверхности трубы, а затем от наружной поверхности или неоднородности стенки. Время прихода первого отраженного сигнала определяет расстояние между датчиком и внутренней поверхностью трубы, Время прихода второго - толщину стенки трубы или положение неоднородности. Ультразвуковые снаряды-дефектоскопы должны пропускаться в жидкой акустической среде, поэтому используются, главным образом, при диагностических обследованиях нефтепроводов. Применение таких снарядов для инспекций газопроводов требует специальных условий для пропуска, включая создание и продвижение в газопроводе водяной «пробки» со снарядом.
Магнитные снаряды-дефектоскопы для контроля состояния металла используют принцип регистрации рассеяния магнитного потока.
При движении снаряда мощные магниты с помощью стальных щеток, касающихся стенок, намагничивают участок трубы до состояния насыщения. Особенность (аномалия) металла стенки трубы вызывает локальное искажение конфигурации магнитного поля (рассеяние магнитного потока), которое фиксируется электромагнитными датчиками, охватывающими периметр трубы, и записывается в информационный блок дефектоскопа. Записанная информация затем интерпретируется для определения типа и геометрических размеров такой особенности. Пропуск снаряда не требует создания специальных условий, магнитный снаряд-дефектоскоп движется в потоке транспортируемой среды. Поэтому наиболее широко магнитные снаряды-дефектоскопы применяются для внутритрубных инспекций магистральных газопроводов. Характеристики чувствительности и разрешающей способности магнитных снарядов высокого разрешения близки к показателям ультразвуковых дефектоскопов. Результаты внутритрубной инспекции обрабатываются с помощью комплекса компьютерных программ, реализующих алгоритмы распознавания и классификации образов, оценивания размеров выявленных особенностей, аномалий, дефектов.
В настоящее время для внутритрубной дефектоскопии МГ используются магнитные снаряды двух типов: с продольным и поперечным намагничиванием [33, 34, 43, 97]. Магнитные снаряды-дефектоскопы с продольным намагничиванием (в англоязычной литературе для таких снарядов используется аббревиатура MFL, т. е. «Magnetic Flux Leakage») предназначены для выявления дефектов потери металла, которые развиты в окружном направлении и способны исказить линии магнитного поля, направленные вдоль оси трубы, а также для выявления дефектов и несовершенств кольцевых и спиральных сварных швов. Магнитные снаряды дефектоскопы с поперечным намагничиванием (TFI, т.е. «Transverse Field In spection») создают в трубе магнитное поле, «повернутое» в окружном направлении, что позволяет выявлять продольные (осевые) трещины и стресс-коррозионные дефекты, дефекты и несовершенства продольных сварных швов. Определение размеров дефекта при магнитной дефектоскопии представляет собой косвенный метод измерений, когда анализируется поле сигналов, зафиксированных датчиками [91]. Цель такого анализа -установление соответствия между «магнитным» образом и реальной геометрией дефекта. Локальная точность определения размеров зависит от ряда факторов: скорость снаряда, магнитные свойства металла, размеры и конфигурация дефекта и пр.
По состоянию на начало 2003 г. в работе на предприятиях ОАО «Газпром» используется более 20 комплексов внутритрубной диагностики для трубопроводов разных диаметров. Начиная с 1991 г. с помощью снарядов-дефектоскопов обследовано более 65 тыс. км. В последние годы к обследованию газопроводов практически не привлекаются иностранные фирмы, работы выполняются отечественными предприятиями: ПО «Спецнефтегаз», ДАО «Оргэнергогаз» и др.
Основные элементы анализа технического состояния МГ по результатам внутритрубной диагностики
Стандарты [20, 21] определяют термин «техническое состояние объекта» как состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды значениями параметров, установленных технической документацией на объект. В соответствии с [50] параметрами технического состояния могут служить: - характеристики металла (механические свойства, микроструктура,...); - коэффициенты запаса, получаемые из расчетов на прочность и ресурс; - технологические показатели (давление, температура, расход и т.д.); - регламентируемые допускаемые размеры дефектов и несовершенств. Могут вводиться дополнительные параметры (по сравнению с предусмотренными в нормативно-технической и проектной документации), определяющие прочность и ресурс эксплуатируемого объекта, такого как магистральный трубопровод с развивающимися дефектами.
Таким образом, техническое состояние трубопровода можно рассматривать как совокупность количественных показателей и характеристик (параметров технического состояния), описывающих трубопровод как эксплуатируемый технический объект. Параметры технического состояния являются количественными (числовыми) величинами, которые могут быть как детерминированными, так и случайными. Анализ технического состояния представляет собой исследование выполнения условий безопасной эксплуатации, которые, в свою очередь, выражаются в ограничениях, накладываемых на значения (или совокупность значений) параметров технического состояния.
По результатам инспекции для каждого выявленного дефекта (поврежденного элемента МГ) с высотой h, длиной L и окружной шириной W можно рассчитать предельное давление рпр и условный ресурс /расч. Все эти характеристики (h, L, W, рпр, tpam) можно рассматривать в качестве параметров технического состояния элемента МГ. Когда необходимо проранжировать дефекты по степени опасности, также достаточно использовать детерминированные параметры (//, L, W, рпр, tpaC4) для всех поврежденных элементов участка МГ. Разработанные НПО «Спецнефтегаз» методические рекомендации [49] и программное обеспечение реализуют процедуры ранжирования дефектов по степени опасности, определения сроков ремонтных работ (осмотров в шурфах) по данным внутритрубной инспекции.
При оценке технического состояния нескольких участков МГ как единого объекта необходимо рассматривать параметры технического состояния (h, L, W, рпр, /расч) уже как случайные величины, описываемые статистическими распределениями, что позволяет «обезличить» данные по отдельному участку и перейти на новый уровень обобщения. В частности, можно считать, что полученные статистические распределения применимы к аналогичным (возраст, диаметр) участкам МГ, на которых инспекция не проводилась. При увеличении протяженности трубопроводов целесообразно рассматривать в качестве интегрального параметра их технического состояния удельную вероятность отказа Pf (например, «количество отказов» на 100 км), рассчитываемую методами теории вероятности. Вероятностные параметры могут использоваться для планирования инспекций и ремонтно-восстановительных работ в рамках газотранспортного предприятия.
Более высокий уровень обобщения достигается при анализе всей совокупности данных внутритрубных инспекций на аналогичных МГ. На этом этапе результаты анализа технического состояния предназначены для управления техническим состоянием сети МГ и стратегического планирования, например, в рамках ОАО «Газпром».
В табл. 2.3 показано, как на этапах обобщения данных диагностических обследований могут изменяться цели анализа и оцениваемые параметры технического состояния.
Накопленный информационный материал по первичным внутритрубным инспекциям, выполненным НПО «Спецнефтегаз», требует корректной системной обработки и аналитического осмысления. Наиболее представительными являются данные инспекций магистральных газопроводов диаметром 1420 мм. Эти газопроводы имеют возраст не более 20 лет (в среднем 15-17 лет), сходные технологии изготовления и характеристики изоляционных покрытий, на них приходится основной объем транспортировки газа [16].
Надо признать, что в настоящее время основным фактором эксплуатационных отказов магистральных газопроводов становится стресс-коррозия [60]. Однако результаты внутритрубных инспекций показывают, что дефекты коррозионной потери металла (общая коррозия, питтинги) занимают преимущественное место (не менее 70 %) в общем объеме выявляемых особенностей металла (см. рис. 2.2). Работоспособность участков МГ с дефектами коррозионной потери металла может поддерживаться выборочными ремонтами на базе результатов внутритрубной диагностики. Реализация адекватной стратегии компенсирующих мероприятий позволит высвободить и перераспределить диагностические и ремонтные мощности. Поэтому в рамках настоящей работы упор сделан на анализе технического состояния МГ ОАО «Газпром», рассматривая в качестве основного повреждающего фактора дефекты коррозионной потери металла.
Элементы стратегии эксплуатации МГ по техническому состоянию
Рассмотрим еще раз состав выборки из 26142 дефектов, но уже с точки зрения принятия решений и планирования мероприятий, обеспечивающих эксплуатацию магистральных газопроводов по техническому состоянию. На основании размеров и расчетных разрушающих давлений по [49] 36 дефектов были отнесены к «недопустимым» на момент проведения инспекции. Дефекты, рассматриваемые как «допустимые», но снижающие относительно требований СНиП 2.05.06-85 [65] прочность трубы (на момент проведения инспекции таких дефектов - 200), без принятия специальных мер будут развиваться и дальше, с течением времени переходя в категорию «недопустимых». Через год «недопустимых» дефектов станет 72 (при скорости роста в глубину 1 мм в год). Основная масса выявленных дефектов (порядка 26000 растущих дефектов) представляет собой потенциальную угрозу для целостности трубопровода. Для этих трех групп дефектов необходимо разработать соответствующие сценарии «поддерживающих» мероприятий (табл. 3.1).
Недопустимые дефекты требуют «срочного» ремонта. До выполнения срочных ремонтов необходимо обеспечить безопасную эксплуатацию трубопровода, например, снизив рабочее давление. Для недопустимых дефектов наиболее вероятно применение ремонтов вырезкой, вваркой заплат, установкой специальных стальных муфт [29].
Для остальной совокупности дефектов возможна разработка и реализация более гибкой (по времени и мероприятиям) стратегии, основанной на прогнозных оценках. Проводится моделирование развития дефектов во времени с оценкой параметров технического состояния (расчетное предельное давление - детерминистическое значение для отдельного дефекта или статистическое распределение для группы дефектов, вероятность отказа для участка или участков трубопровода). Расчетные значения сравниваются с предельными допускаемыми («нормативными») значениями этих параметров. Момент превышения допускаемого значения соответствует «критической временной точке», до достижения которой необходимо принять решение и выполнить «поддерживающие» мероприятия. Так как речь идет о прогнозировании, то достижение расчетным параметром своего предельного значения не означает безусловный ремонт. В качестве «поддерживающего» мероприятия, например, могут выступать дополнительное локальное диагностическое обследование/обследования (осмотр в шурфах, контроль показателей катодной защиты) или уточненный расчетный анализ на основе новых данных, полученных к этому моменту. Для дефектов, снижающих прочность трубы, а также для части недопустимых дефектов экономически оправданным будет ремонт с применением композиционных материалов [31], восстанавливающий работоспособность поврежденной зоны («восстанавливающий» ремонт). Для основной массы дефектов необходимо выполнить «консервирующий» ремонт, т.е. остановить или замедлить коррозионный рост (переизоляция, улучшение катодной защиты).
Планирование ремонтных программ осуществляется на основе оценки степени опасности дефектов, выявленных при внутритрубной диагностике.
Методология и процедура оценки опасности дефектов коррозионной потери металла, выявленных при диагностике магистральных газопроводов, реализованы в ведомственном документе ОАО «Газпром» ВРД 39-1.10-004-99 [1, 49]. Методическими особенностями этого документа являются: (1) наиболее полный учет концентрации напряжений и деформаций на основе численного моделирования методом конечных элементов с последующим локальным упруго-пластическим анализом [36, 47]; (2) оценка допустимости дефектов проводится с учетом высоты h, длины L и окружной ширины дефекта W; (3) для описания предельных состояний металла стенки трубы используются деформационные критерии.
В области, содержащей дефект, напряжения и деформации повышаются относительно номинальных значений в неповрежденной стенке трубы. Количественно это оценивается коэффициентами концентрации напряжений сса = ст/ст/Ном и деформаций аЕ = є/є;НОм где а,- - интенсивность напряжений; s, - интенсивность деформаций; индекс «ном» относится к значениям, рассчитанным для неповрежденной стенки.
Общая постановка задачи оптимизации стратегии устранения дефектов
При реализации концепции эксплуатации трубопроводов «по техническому состоянию» и наращивании объемов диагностических обследований все большее значение приобретает разработка методов оптимизации ремонтов по результатам диагностики в условиях развития повреждений [6, 57, 72-74].
Рассмотрим на конечном отрезке времени 0...Т эксплуатацию линейного участка трубопровода. Выделим ряд «узловых» точек т,- (/ = 0, 1, ..., N), когда могут быть выполнены ремонтные работы. Отчасти, выбор этих точек связан с сезонностью таких работ на магистральных трубопроводах. Интервал, в течение которого выполняются ремонтные работы, считаем малым по продолжительности и условно совпадающим с соответствующей узловой точкой. «Узловая» точка То = 0, соответствует проведению внутритрубной инспекции, выявившей М дефектов, которые на интервале 0...Т будут оказывать влияние на прочность трубы и, возможно, потребуют проведения ремонтных работ. «Узловая» точка xN = т , соответствует проведению плановой внутритрубной инспекции.
Каждому дефекту соответствует вероятность отказа Р/т\х) -вероятность того, что дефект откажет при / т. Возможному отказу га-го дефекта поставим в соответствие аварийные затраты С т\ (экономические потери и стоимость ремонтно-восстановительных работ), которые, в общем случае, зависят от конкретного дефекта. Таким образом, для дефекта, который не отремонтирован к моменту времени т и имеет вероятность отказа Р}т\х), можно ввести прогнозируемую среднюю (для интервала времени 0...т) величину аварийных затрат, равную произведению Ргт\х)х( т\.
Показания к ремонтам могут заключаться в следующем: в момент времени і,-, во-первых, в обязательном порядке должны быть отремонтированы все дефекты, которые являются «недопустимыми» (по тем или иным критериям оценки); во-вторых, могут быть отремонтированы дефекты, которые в момент времени т,- еще не относятся к «недопустимым». После ремонтов в «узловой» момент времени і/ в трубопроводе не остается «недопустимых» дефектов, но такие дефекты могут появиться в интервале времени т,-...т,+1. Использование в явном виде положения об обязательном ремонте «недопустимых» дефектов может упростить задачу, но не является необходимым: «недопустимость» дефекта приводит к повышенной вероятности отказа Pf, и результатом оптимальной стратегии как раз и будут наборы дефектов, подлежащих ремонту в моменты времени т,-.
С принятием решения о ремонте w-ro дефекта (т = 1...М) свяжем затраты на этот ремонт &т\. В общем случае, &т\ зависит как от размеров дефекта, так и от используемого метода ремонта. Если в трубопроводе имеется к дефектов, которые не являются «недопустимыми» и по которым можно принимать решения о ремонте, то всего возможных вариантов таких профилактических ремонтов будет 2к.
Задача заключается в том, чтобы разработать стратегию проведения ремонтов (обслуживания), которая являлась бы оптимальной с точки зрения достижения минимальных затратных показателей. Так как заранее (при То = 0) выделены все дефекты, подлежащие рассмотрению, то разработка оптимальной стратегии будет связана с анализом множества возможных состояний системы, (эти состояния определяются, в первую очередь, неотремонтированными дефектами), которая эта система может принимать в «узловых» точках.
Рассмотрим во что «выливается» такой анализ в простейшем случае для двух дефектов. Итак, после проведения инспекции, оценки ее результатов и проведения обязательных ремонтов осталось два дефекта.
Введем индекс, принимающий значения 0 или 1 и описывающий состояние дефекта: 1 - дефект присутствует в трубопроводе; 0 - дефект отсутствует (он отремонтирован или произошел отказ). Состояние системы из двух дефектов может быть представлено в виде столбца, элементы которого равны 0 или 1, также будем различать состояние системы до (с индексом «-») и после (с индексом «+») проведения всех ремонтов (рис. 4.1).
При То = 0 можно принять 4 варианта решения о проведении ремонтов: (1) не ремонтировать дефекты, затраты на ремонт отсутствуют Ci = 0; (2) отремонтировать дефект с порядковым номером «1», затраты на ремонт равны СЯ\; (3) отремонтировать дефект с порядковым номером «2», затраты на ремонт равны Ср\; (4) отремонтировать оба дефекта, затраты на ремонт равны С \ + СР\. После ремонта состояние системы описывается одним из четырех столбцов с дополнительным индексом «+».
Если было принято и реализовано решение о том, что дефекты не ремонтировать, то при т = її система (до принятия очередных решений о ремонтах) будет находиться в одном из четырех возможных состояний. Первое состояние - отказов не произошло, система по-прежнему описывается столбцом из единиц, вероятность перехода системы в это состояние равна [1—JP/1)(TI)]X[1—J /2)(xi)], аварийные затраты отсутствуют. Второе состояние - отказал дефект с порядковым номером «1», состояние системы описывается столбцом, в котором на первой позиции находится 0, вероятность перехода системы в это состояние равна Р}1Хт{)х[1-Р/2Хті)], аварийные затраты составляют Р/ (т\) [l-P}2Xti)]x&l\- Третье состояние — отказал дефект с порядковым номером «2», в столбце состояния на второй позиции находится 0, вероятность перехода равна [1-Р/1Хі\)]хР 2Хт\), аварийные затраты составляют [1-Р}1Хт\)]хР}2Хіі)х&2\- Наконец, четвертое состояние — отказали оба дефекта, столбец состояния заполнен нулями, вероятность перехода равна P}lXt{)xP}2Xii) аварийные затраты составляют РДтОхРДтОхССЯг+СЯа).
Похожие диссертации на Совершенствование системы оценки технического состояния и оптимизации ремонтов на основе результатов внутритрубной диагностики магистральных газопроводов
