Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России

Общая характеристика работы Актуальность работы. Главным содержанием научно-технической политики ОАО «Газпром» является ориентация на интенсивные технологии и оборудование, обеспечивающие высокую работоспособность, экономическую эффективность, ресурсосбережение, надежность, промышленную и экологическую безопасность объектов газопроводного транспорта. Это в полной мере относится к технологическим газопроводным системам, выполняющим роль операционных управляющих каналов, предназначенных для реализации основной технологической задачи — магистрального транспорта газа. Состояние эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов определяется динамикой режимов перекачки газа, знакоперемен-ностью массовых сил в трубных конструкциях надземно-подземного заложения и консолидационными подвижками грунтов природного, техногенного или климатического (например, пучение) характера. Все это учитывается проектно-конструкторской документацией в соответствии с нормативно-техническими требованиями по прочностной надежности газопроводной сооружений. Помимо нормативного коэффициента запаса прочности, эти требования регламентируют отбраковочные критерии, значения которых предполагают принятие однозначных мер по устранению обнаруженных дефектов или нормативных несоответствий. Однако анализ существующих методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов показал, что выявляемые в процессе эксплуатации дефекты или нормативные несоответствия часто неадекватны фактической несущей способности трубных конструкций. Это связано с реально возникающей при строительстве пересортицей трубных элементов, с завышением их параметров прочности, толщин стенок и т. п. Тогда формальная отбраковка таких несоответствий приводит к необоснованно завышенному объему ремонтно-восстановительных работ и, следовательно, к повышению себестоимости единицы транспортируемого газа. Такое положение дел предопределяет необходимость и целесообразность уточнения и развития методов оценки эксплуатационной работоспособности, положенных в основу диагностического обследования технического состояния технологических газопроводов, обеспечивающих принятие оптимальных решений об отбраковке дефектных участков, их ремонтном восстановлении или продлении срока эксплуатации. Таким образом, развиg тие и совершенствования методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов являются задачами актуальными.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями. Комплекс исследований, представленный в диссертации, соответствует п. 6.4. «Научно-техни-ческое и методическое обеспечение эксплуатации и технического обслуживания магистральных газопроводов и компрессорных станций» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002;2006 гг. и п. 4.2. «Развитие технологий и совершенствование оборудования для обеспечения надежного функционирования ЕСГ, включая методы и средства диагностики и ремонта» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006;2010 гг., утвержденных соответственно 15.04.2002 г. и 11.10.1005 г. Председателем Правления ОАО «Газпром» А. Б. Миллером.

Работа выполнялась в рамках договорных тем Ухтинского государственного технического университета и филиала ООО «ВНИИГАЗа» — «Севернипигаз».

Цель работы. Целью диссертационной работы является развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:

— проанализированы существующие методы оценки и обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов;

— сформирован комплекс методик для проведения исследований;

— выполнено комплексное обоснование методов оценки эксплуатационной работоспособности труб газопроводного назначения;

— разработаны методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов;

— оценена практическая и экономическая значимость выполненной работы.

Научная новизна.

1. Обоснован относительный показатель оценки ресурса Ron эксплуатационной работоспособности газопроводных конструкций, определяемый как отношение фактически действующего запаса прочности Кд к его нормативно заданному значению Кнтд (Ron = Кд/Кнтд).

2. Найдены выражения для оценки относительного показателя ресурса эксплуатационной работоспособности надземных трубопроводных конструкций в зависимости от их напряженно-деформированного состояния при нарушении проектного пространственного заложения.

3. Получены аналитические выражения для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов по фактической толщине стенок труб с механическими повреждениями или дефектами формы сечения.

4. Разработан критерий оценки допустимого значения смещения кромок в стыках сварных швов.

5. Предложен относительный показатель для оценки оптимальности монтажного зазора между бандажом и наружной поверхностью усиливаемой трубы.

Основные защищаемые положения. Основными защищаемыми положениями диссертационной работы являются:

— системность оценки и комплекс методик для научных, лабораторно-стендовых и трассовых исследований прочностного ресурса действующих технологических газопроводов;

— обоснование относительного показателя и комплекса аналитических решений для количественной оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов при разных нормативно-технических несоответствиях;

— методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов путем стабилизации их напряженно-деформированного состояния, прочностного усиления или оптимальной отбраковки сварных швов;

— ведомственные документы в виде стандартов предприятия, включающих основные положения диссертации.

Практическая ценность работы.

1. Предложены оценочные показатели остаточного ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов для оптимальной отбраковки участков труб с механическими дефектами, включая смещение кромок сварных швов.

2. Сформулирован методологический комплекс для оценки уровня эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

3. Разработаны конструкция самокомпенсирующейся трубопроводной опоры (патент RU 2 308 633 С2) и экспресс-метод для определения допустимого смещения кромок сварного шва.

Результаты диссертационных исследований включены в стандарты предприятия ООО «Севергазпром» (СТП 8828−169−01- СТП 8828−170−04).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа» (Ухта, УГТУ, 2000 г.), на семинарах-совещаниях ООО «Севергазпром» «Повышение уровня надежности и эксплуатации магистральных газопроводов, ГРС и объектов газоснабжения» (г. Вологда, 2002, 2003 гг.- Мышкин, 2004 г.) и «Повышение эксплуатационной надежности оборудования газокомпрессорных станций» (Мышкин, 2005 г.), на Всероссийской конференции «Большая нефть: проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (г.Ухта, УГТУ, 2003 г.), на II Межрегиональной практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (г.Ухта, УГТУ, 2004 г.), на совместных научных семинарах кафедр ПЭМГ и МОН и ГП (г.Ухта, УГТУ, 2005, 2006, 2007, 2008 гг.).

В процессе работы использованы фундаментальные положения и результаты, полученные в работах А. В. Алексашина, Н. П. Алешина, С. А. Бобровского, Б. И. Борисова, И. Н. Бирилло, Б. В. Будзуляка, А. И. Гриценко, В. А. Динкова, Ю. В. Платовского, А. Т. Санжаровского, Ю. А. Теплинского и др.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка и приложений. Основное содержание диссертации изложено на 190 страницах машинописного текста, в т. ч. 56 рисунков и 25 таблицбиблиографический список включает 128 наименованийколичество приложений 2 .

Основные выводы по анализу геодезических измерений заключаются в следующем.

Результаты геодезической съемки ТПО нагнетателей и АВО-газа свидетельствуют о наличии участков с уклонами, достигшими или превышающими предельную величину, регламентированную Инструкциями [34−35]. Однако в связи с тем, что информация о высотном положении трубопроводов после монтажа отсутствует, вывод о критическом состоянии их работоспособности является преждевременным. Действительно, зафиксированное высотное положение обвязок может являться как следствием деформации опор и подземных коллекторов в процессе эксплуатации, так и следствием несоосности стыкуемых элементов и отклонения высотных отметок верха опор от проектных значений в процессе выполнения строительно-монтажных работ. Одним из критериальных показателей в этой ситуации является уровень напряженного состояния элементов трубопроводной обвязки. Если имеет место первый случай, т. е. деформация трубопроводов возникла в процессе эксплуатации, то на участках со сверхнормативными уклонами и прогибами уровень напряжений должен быть существенно выше, чем на прямолинейных участках.

Нагнетатель Н34 а с «.

X з к Ю о >. о cl.

J t ш (б.

2 *.

Й).

S Ш m — о g.

Iь 5.

200 150 100 50 0 -50 -100 -150 -200 -250 -300 входная пиния ч выходная линия u ч S Ч.

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0.

Расстояние, м.

30,0 35,0 40,0 45,0.

Нагнетатель Н38 г 5 ее it.

1? m га х га а).

S ш ш —.

0 го.

1 i.

250 200 150 100 50 0 -50 -100 л / t выходная ЛИН ия 1 г г- — > к.

V Y — В ходна я линия ч.

0,0 2,0 4.0 6.0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 22,0 24,0 26,0 28,0.

Расстояние, м.

Нагнетатель Н39 s Е 5 к Ю о ^ В.

5 т ш га X го <[> m ш —.

0 го.

1 Е 5.

860 840 820 800 780 760 740 720 700 680.

А* ^ ¦г" .

— Л N выходная линия / т> S V /.

У * N /.

X вугтыэа nuuua Г.

0.0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 22,0 24,0 26,0 28,0.

Расстояние, м входная линиярегулирующая арматураболее 10 мм/м) выходная линияД — опоры- [Ж] - запорноучастки с превышением допустимого уклона.

Рисунок 3.3 — Результаты геодезической съёмки обвязки нагнетателей nt.

Вход£ LT газа | X.

3000−3600.

Секции ((ABO опорные элементы N Б г.

2000+3000 1.

3000+3600.

Выход газа у '///.

Рисунок 3.4 — Схема положения точек {•) геодезической съёмки трубопроводов АВО-газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Выполнен анализ существующих методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов. Показано, что выявляемые в процессе эксплуатации нормативные несоответствия трубных конструкций требованиям промышленной безопасности часто неадекватны их фактической несущей способности. Это связано с реально возникающей при строительстве пересортицей трубных элементов, с завышением их параметров прочности, толщин стенок и т. п. Тогда формальная отбраковка таких несоответствий приводит к необоснованно завышенному объему ремонтно-восстановительных работ и, следовательно, к повышению себестоимости единицы транспортируемого газа. Такое состояние дел предопределило необходимость разработки схемы системной организации диагностических работ, положенной в основу диагностического обследования технического состояния технологических газопроводов с целью принятия оптимальных решений об их отбраковке, назначении ремонтно-восстановительных работ или продлении срока эксплуатации.

2. Разработан комплекс методик для исследования конструктивных особенностей технологических газопроводов и оценки влияния разнообразной дефектности на их напряженно-деформированное состояние. Комплекс включает стандартный визуально-измерительный контроль технического состояния обследуемых обвязок с методикой измерений и устройствами для определения профиля и кривизны механических дефектовультразвуковую толщинометриюмеханическую и ультразвуковую твердометриюрентгенографический и ультразвуковой поиск внутренних структурных дефектов сварных швов с акустико-эмиссионным контролем их развития под воздействием эксплуатационных нагрузокмагнитовихретоковое выявление трещи-ноподобных дефектов в околошовной зонеметод магнитной структуроскопии по величине коэрцитивной силы для оценки уровня напряженно-деформированного состояния металлических и сварных конструкцийметодику металлографической микроскопии сталей, а также стандартный метод их механических испытаний на разрывной машине. Все приборы занесены в Государственный реестр, имеют сертификаты соответствия и поверочные аттестаты.

3. Предложен и обоснован относительный показатель Ron для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности газопроводных конструкций с учетом их текущего напряженно-деформированного и прочностного состояния, определяемый как отношение фактически действующего запаса прочности Кд его к нормативно заданному Кнтд значению (Ron = Кд / Кнтд): при Ron > 1 эксплуатационная работоспособность оценивается как обеспеченная дополнительным запасом несущей способности, что является условием возможности безопасной эксплуатации газопроводных конструкций без ограниченийпри Ron ~ 1 (+5%- 0) ресурс эксплуатационной работоспособности оценивается как нормативно обеспеченный, но такое состояние предполагает постановку инструментального мониторинга с целью перспективного планирования ремонтно-предупредительных мер по регулированию эксплуатационных нагрузок или прочностному усилению дефектных участковпри показателе Ron < 1 ресурс эксплуатационной работоспособности по прочностным показателям является необеспеченным, что требует проведения оперативных восстановительных работ по удалению и замене дефектных участков.

4. Предложена и апробирована методика для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности надземных трубопроводных конструкций при нарушении их проектного пространственного заложения с целью снижения объемов отбраковочно-ремонтных работ по исправлению обнаруженных вертикальных невязокметодика основана на анализе геодезической привязки текущих высотных отметок трубопроводных конструкций к их проектным значениям с аналитическим моделированием методом конечных разностей в оболочке COSMOS М возможных деформационных напряжений арас и сравнением этих значений с фактически измеренными величинами стизм на обследуемом участкепри совпадении этих значений участок относят к деформационно-напряженным, а фактически установленную величину напряжений, равную страсстизм = ст, сопоставляют с допустимой [а] для рассматриваемого материала, причем фактически действующий коэффициент запаса прочности в выражении оптимизационного показателя Ron = Кд /Кнтд получает вид Кд = [ст]/а, где допустимая величина [а] определяется из соотношения [а] = min {R-iR2}, а расчетные сопротивления растяжению Rt и сжатию R2 вычисляют в соответствии со СНиП 2.05.06−85* по формулам R1 = R-i • m / (ki • кн) и R2 — R2 ¦ m / (к2 • кн). Тогда значение оценочного показателя определяется из выражений: при растяжении.

Ron (p) = R?™2 /(а • п • к? ¦ кн), при сжатии Ron (c)K) = RH2m2 /(ст • n • к1 • к2 ¦ к^).

5. Предложена и апробирована методика оценки действительного запаса эксплуатационной работоспособности элементов трубопроводной обвязки в связи с завышением фактического коэффициента запаса прочности при проектировании или пересортице труб в процессе строительства, при этом дополнительный запас прочности Кд в формуле оценочного критерия Ron = Кд / Кнтд предлагается определять отношением измеренной толщины стенки 5 к минимально допустимому расчетному значению 5Р в виде Кд = 5 / 5Р, где 5Р определяется в соответствии со СНиП 2.05.06 -85* из выражения 5Р = 0,5 ¦ п • р • DH • л / (R1 + п • р). Тогда численное значение оптимизационного показателя для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности трубных элементов по их фактической толщине стенок определяется из выражения Ron {5) = 2 5m (R1 + п • р) / (п2 • р • DH • т| ¦ ki — kH).

6. Учет влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов оценивается относительным показателем^оп (ТДеф)= 25-сткц х х m /(DBH • р ¦ n ¦ k, • kH) — для точечных и Ron (n деф) = 25 • RHi • Косл х m /(DBH х р — n х ^ • кн).

— для ленточных дефектов, числитель которого определяется как отношение разрушающего давления к проектному (рабочему) в виде Кд = рра3р / р, где величина Рразр для точечных дефектов вычисляется по предельным кольцевым напряжениям Рразр = 28 стКц / DBH, а для ленточных — по предельной нормативной разрушающей нагрузке на растяжение RiH с учетом коэффициента ослабления Косл стенки трубы механическим дефектом рразр = 28 RHiK0Cn / DBH.

7. Степень опасности деформационных дефектов труб, связанных с нарушением их формы сечения (гофры, вмятины и др.), предложено определять в соответствие с выражением Ron^c) = 2−52R" /(n-p)+l] j / [DH • r|• (б + 6ш00)], представляющим собой оценочный показатель, числителем которого является коэффициент дополнительного запаса прочности в виде соотношения фактической толщины стенки 8 и ее расчетного минимально допустимого значения 8Р в виде Кд = 8 / 5Р, а знаменателем — теоретический коэффициент концентрации напряжений, вычисленный по феноменологической формуле Кт = 1 + 6ю0о / 8.

8. Обоснованы критерии и разработан экспресс-метод оценки фактических значений смещения кромок Дф сварных швов на основе определения минимально допустимых [Д] величин опасного Доп и предельного Дпр состояний в соответствии с выражением [д] = тт (д0п-дпр}, где Доп =б{ [m-R⁵/(0,405-kH-p-DBH)]-1,l}, а Дпр=.

0,58, при этом условие Дф < min {Доп,} свидетельствует о том, что фактическая величина смещения кромок Дф сварного стыка является безопасной для текущей эксплуатации при заданных режимах работыпри условии min {Доп} < Дф < min {Дпр} -фактическая величина смещений кромок Дф сварного стыка допустима для текущей эксплуатации с учетом контроля режимов работы или прочностного усилия сварного швапри Дф > Дпр — фактическая величина смещения кромок Дф сварного стыка недопустима для текущей эксплуатации и подлежит безусловной отбраковке с последующей заменой на бездефектный элемент.

9. Предложен и аналитически обоснован метод стабилизации напряженного состояния технологических надземных газопроводов в процессе их эксплуатации, основанный на принципе автомодельного уравновешивания силовых воздействий, возникающих при просадке, разрушении или выпучивании опорных узловэтот принцип реализован в конструкции самокомпенсирующейся трубопроводной опоры с телескопическим подвижным упором, постоянство величины силового контакта которого с телом поддерживаемой трубы обеспечивается регулируемым противовесным рычажно-консольным механизмомустройство обладает технической новизной, что подтверждается патентом России на изобретение RU 2 308 633 С2 по заявке № 2 005 137 888/06 от 05.12.2005 г.

10. Предложен критерий оценки эффективности конструкции усиливающего бандажа в виде относительного показателя = 1 + (5о • D2H / 5D2o), позволяющего обосновать допустимый монтажный зазор между бандажом и наружной поверхностью усиливаемой трубы и вычислить относительный уровень снижения деформационных напряжений при заданных параметрах усиливающего бандажа (50- D0- 50 / 5- DH / Do) или задать те же параметры по величине потребного снижения деформационных напряжений Ка в усиливаемой трубе до безопасного уровня.

11. Разработаны технологическая схема организации работ и методика оценки опасности смещения кромок сварных швов, апробированные в процессе обоснования конструктивной прочности трубопроводной обвязки АВО-газа цеха № 2 КС-10 Сосногорского ЛПУМГ ООО «Севергазпром» и обеспечившие оптимальный подход к отбраковке дефектов.

12. Комплекс методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов, сформированный по результатам диссертационных исследований, включает методику расчетно-аналитического моделирования напряженно-деформационного состояния надземных трубных обвязок на основе анализа их фактической и проектной геодезической привязки, методику оценки фактического запаса эксплуатационной работоспособности труб по величине остаточной толщины их стенок, методику определения степени поврежденности цилиндрических оболочек труб, методику учета влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов и методику расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок сварных швов.

13. Результаты диссертационных исследований использованы при разработке стандартов предприятия ООО «Севергазпром» СТП 8828−169−01 «Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах» и СТП 8828−170−04 «Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок».

14. Опубликована монография «Эксплуатационная работоспособность труб технологических газопроводов» (рецезент докт. физ-мат. наук, профессор Ю. С. Даниэлян, ОАО «Гипротюменнефтегаз»), предназначенная для научных и инженерно-технических работников проектных организаций и производственных газотранспортных предприятий, а также для студентов высших учебных заведений нефтегазового профиля.