Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях северо-востока европейской части России

13

Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

На правах рукописи

АЛЕННИКОВ СЕРГЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

УДК 622.691.4.052.012.002.51

Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях северо-востока европейской части России

Специальность - 25.00.19. Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта - 2008

Работа выполнена в Ухтинском государственном техническом университете и филиале ООО «ВНИИГаз» - «Севернипигаз»

Научный руководитель Доктор технических наук, профессор, профессиональный инженер России Быков Игорь Юрьевич

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук профессор Ягубов Хан-Гусейн-оглы;

Кандидат технических наук Назаров Андрей Владимирович.

Ведущая организация ООО «Печорнипинефть»

Защита состоится 25 декабря 2008 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного технического университета в разделе «Диссертационный совет».

Автореферат разослан «___» ______________ 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета канд. техн. наук, профессор Н.М. Уляшова

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, знакопеременностью 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, развитие 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. Илатовского, 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 таблиц; библиографический список включает 128 наименований; количество приложений 2 .

Публикации. Список научных трудов включает более 60-ти наименований, в том числе по теме диссертации опубликовано 14 научных работ, включая 10 статей, 2 нормативных документа (СТП 8828-169-01; СТП 8828-170-04), 1 патент РФ на изобретение (RU 2 308633С2) и 1 монография.



Содержание работы

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационного исследования, сформулированы цели и задачи исследований, показаны научная новизна, практическая ценность и апробация полученных результатов.

В первой главе выполнен анализ существующих методов оценки и обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

Показано, что работоспособность надземных конструкций зависит от ряда факторов, к которым относятся: эффективность взаимодействия трубопровода с несущими опорами; наличие механических повреждений цилиндрической оболочки труб (вмятины, задиры, утончение стенок и пр.), а так же дефектность сварных швов, и в частности, смещение кромок на торцах стыков труб.

Эти факторы влияния могут быть заложенными еще на этапе строительства или приобретенными уже на стадии эксплуатации, но в любом случае их проявление связано с установленным несоответствием конструктивных параметров требованиям нормативно-технической документации и правилам промышленной безопасности.

Результаты проведенного анализа позволяют обобщить существующие методические подходы к оценке эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в виде некоторого системного алгоритма, схема которого представлена на рисунке 1.



Рисунок 1 - Схема системной оценки работоспособности технологических газопроводов в процессе их эксплуатации

Основой этого алгоритма является постановка регулярного базового диагностического обследования технологических газопроводов с последующей оценкой соответствия измеренных значений контролируемых параметров действующим нормативным требованиям. Особенностью этих требований является конкретная регламентация допусков отбраковки обнаруженных несоответствий по параметрам надежности, значения которых при проектировании задаются в соответствии с установленными нормативами. В реальном исполнении трубные элементы технологических обвязок обладают, как правило, значительным дополнительным прочностным ресурсом, который не учитывается действующими нормативными критериями оценки технического состояния эксплуатирующихся технологических газопроводов. Такое положение дел порождает неоправданно завышенный объем ремонтных работ, особенно после проведения внутритрубной дефектоскопии. Между тем, многие дефектные элементы обвязок, подлежащие по нормативным требованиям замене, вполне пригодны для текущей безопасной эксплуатации в течение продолжительного периода времени, что подтверждается опытом работы и статистикой аварийности газотранспортных систем.

Таким образом, существующие методы оценки эксплуатационной работоспособности технологических трубопроводов требуют уточнения и совершенствования в аспекте развития традиционных и разработки новых исследовательских подходов, что и определяет актуальность диссертационной работы.

Во второй главе представлено методическое обеспечение проводимых исследований. Сформирован 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 разработанной методикой и устройствами для определения профиля и кривизны механических дефектов; ультразвуковую толщинометрию; механическую и ультразвуковую твердометрию; рентгенографический и ультразвуковой поиск внутренних структурных дефектов сварных швов с акустико-эмиссионным контролем их развития под воздействием эксплуатационных нагрузок; магнитовихретоковое выявление трещиноподобных дефектов в околошовной зоне; метод магнитной структуроскопии по величине коэрцитивной силы для оценки уровня напряженно-деформированного состояния металлических и сварных конструкций; методику 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. Кроме того, исследовательский комплекс включает методику гидравлических полигонных испытаний кольцевых сварных швов на разрыв.

Особенность этих испытаний заключается в том, что на отбракованном участке газопровода с помощью газовой резки отделяют фрагменты трубных катушек, содержащих дефектные кольцевые швы, и монтируют их в единую испытательную плеть. Проведение гидравлических испытаний выполнялось в соответствии со стандартом ООО «Севергазпром» СТП 8828-155-99.

В третьей главе представлено комплексное обоснование методов для оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов. Природа факторов, влияющих на эксплуатационную работоспособность (нарушение высотных отметок проектной оси заложения, износ стенок труб, механические повреждения, изменение формы сечения, смещение кромок сварных стыков) различна, но проявление каждого из них в отдельности или любого их сочетания предопределяет снижение прочностной составляющей рассматриваемой конструкции. Поэтому в качестве главного оценочного критерия принят уровень напряженно-деформированного состояния трубных элементов. При этом, если максимальная фактическая или расчетная величина напряжений не превышает значений регламентируемых нормами на проектирование трубопроводов, то, несмотря на наличие дефектов или непроектную конфигурацию оси трубопровода, делается заключение о возможности его дальнейшей эксплуатации. С этой целью в работе предложен относительный показатель для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности газопроводных конструкций Rоп с учетом их текущего напряженно-деформированного и прочностного состояния, определяемый как отношение фактически действующего запаса прочности Кд его к нормативно заданному КНТД значению:

Rоп = Кд / КНТД (1)

При Rоn > 1 эксплуатационная работоспособность оценивается как обеспеченная дополнительным запасом прочности, что является условием возможности безопасной эксплуатации газопроводных конструкций без ограничений; при Rоn 1 (+5%; 0%) ресурс эксплуатационной работоспособности оценивается как нормативно обеспеченный, но такое состояние предполагает постановку инструментального мониторинга с целью перспективного планирования ремонтно-предупре-дительных мер по регулированию эксплуатационных нагрузок или прочностному усилению дефектных участков; при показателе Rоn < 1 ресурс эксплуатационной работоспособности по прочностным показателям является необеспеченным, что требует проведения оперативных ремонтно-восстановительных работ по удалению и замене дефектных участков. На основе этого относительного показателя получены оценочные критерии и предложены методики для расчета их численных значений с целью текущей оценки уровня эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

Прежде всего, 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 невязок; методика основана на анализе геодезической привязки текущих и проектных высотных отметок газопроводных конструкций с аналитическим расчетом возможных деформаций и напряжений методом конечных элементов в оболочке COSMOS M. Пример графического представления результатов геодезической привязки высотных отметок представлен на рисунке 3, а результатов аналитических расчетов в виде эпюры изгибных напряжений на рисунке 4. Затем методом коэрцитиметрии выполняют измерения фактических напряжений изм на обследуемом участке и сравнивают их с расчетными величинами рас. При совпадении этих значений участок относят к напряженным, а фактически установленную величину напряжений, равную рас изм = , сопоставляют с допустимой для рассматриваемого материала, причем фактически действующий коэффициент запаса прочности в выражении оптимизационного показателя Rоn = Кд /КНТД получает вид Кд = /, где допустимая величина определяется из соотношения = min R1; R2, а расчетные сопротивления растяжению R1 и сжатию R2 вычисляют в соответствии со СНиП 2.05.06-85 по формулам R1 = R1Н m / (k1 kн) и R2 = R2Н m / (k2 kн). Тогда значение относительного показателя оценки ресурса эксплуатационной работоспособности определяется из выражений:

при растяжении

(2)

при сжатии

. (3)

Если выполняется условие Rоn > 1 - обследованный объект пригоден к дальнейшей эксплуатации; если Rоn 1 - обеспечивается нормативный уровень работоспособности с необходимостью инструментального отслеживания остаточного ресурса; при Rоn < 1 - требуется проведение мероприятий по снижению напряжений в элементах трубы до нормативной величины .

Рисунок 2 - Пример графического представления результатов геодезической съемки обвязки нагнетателей - опоры; - запорная арматура

газопровод работоспособность геодезический съемка

Рисунок 3 - Эпюра изгибных напряжений (МПа) по результатам расчетов



Предложена и апробирована методика оценки действительного запаса эксплуатационной работоспособности элементов газопроводной обвязки в связи с завышением фактического коэффициента запаса прочности при проектировании или пересортице труб в процессе строительства. При этом действительный коэффициент запаса прочности КД в формуле относительного критерия Rоn = Кд / КНТД предлагается оценивать отношением измеренной толщины стенки к минимально допустимому расчетному значению р в виде:

Кд = / р, (4)

где р определяется в соответствии со СНиП 2.05.06 - 85 по формуле:

р = 0,5 n р Dн / (R1 + n р).

Тогда численное значение относительного показателя для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности трубных элементов по их фактической толщине стенок находится из выражения:

Rоn () = 2 m (R1 + n р) / (n2 р Dн · k1 kн). (5)

Результаты апробирования этой методики получены на элементах надземной обвязки пылеуловителей и АВО-газа компрессорной станции. Выполненная толщинометрия трубных элементов показала, что практически все они обладают в соответствии с формулой (5) дополнительным запасом работоспособности за счет фактического увеличения нормативной толщины стенки на 5,9…11,3 мм. В этом случае дополнительный запас прочностного ресурса трубного элемента в соответствии с формулой (4) может превышать двухкратное значение, хотя в некоторых случаях показатель Кд оказался весьма близким к 1, что свидетельствует о предкритическом состоянии обследованных элементов. На основе расчетных значений Ron() (см. формулу 5), учитывающих изменчивость показателя Кд, составляется таблица оценки технического состояния трубной обвязки, исходя из величины фактической остаточной толщины стенки трубных элементов, что позволяет оптимизировать объем ремонтных работ и разработать график приоритетности их выполнения, а также принять решение о пролонгировании срока годности отслуживших трубных конструкций.

Учет влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов предлагается оценивать относительным показателем вида:

- для точечных дефектов

или (6)

- для ленточных дефектов

Числитель этого показателя определяется как отношение разрушающего давления к проектному (рабочему) в виде КД = рразр / р, где величина рразр для точечных дефектов вычисляется по предельным кольцевым напряжениям рразр = 2 кц / Dвн, а для ленточных - по предельной нормативной разрушающей нагрузке на растяжение R1н с учетом коэффициента ослабления Косл стенки трубы механическим дефектом рразр = 2 Rн1 Косл / Dвн. При этом коэффициент ослабления вычисляют по формуле:

, (7)



где - безразмерная глубина дефекта, представляющая собой отношение измеренной глубины дефекта к толщине стенки ; С - безразмерный параметр вида; ; здесь L - осевая протяженность дефекта; M - коэффициент Фолиаса; а Вр - расчетная ширина дефекта:

, (8)

, (9)

при наружном диаметре трубы Dн и измеренной ширине дефекта В. Методика апробирована при обследовании 25 критических механических дефектов ленточного и точечного типов, обнаруженных при обследовании обвязок АВО-газа, пылеуловителей и нагнетателей. В соответствии с действующими нормами два из этих дефектов подлежат вышлифовке, остальные - удалению. Однако оптимизационные определения, выполненные по разработанной методике, показывают, что во всех обследованных случаях показатели относительного ресурса эксплуатационной работоспособности Ron(деф), превышают нормативные значения в 1,2…3,8 раза. На основании этих определений сделано заключение о возможности последующей эксплуатации обследованных элементов как вполне надежных конструкций.

Методом численного моделирования показано, что взаимное аналитическое сопоставление пяти расчетных параметров (; ; ; ; ), используемых в соответствии с действующими «Рекомендациями по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС», утвержденных Членом Правления ОАО «Газпром» Б.В.Будзуляком в 2006 году в качестве критериев оценки уровня дефектности трубных элементов, содержащих нарушения формы их сечения (вмятины, гофры), дает неоднозначные и даже противоречивые выводы о степени фактической опасности указанных дефектов в системе трубопроводной обвязки. В связи с этим степень опасности таких деформационных дефектов предложено определять в соответствие с выражением:

, (10)

представляющим собой относительный оценочный показатель, числителем которого является коэффициент дополнительного запаса прочности в виде соотношения фактической толщины стенки и ее расчетного минимально допустимого значения р в виде КД = / р, а знаменателем - теоретический коэффициент концентрации напряжений, вычисленный по феноменологической формуле Кт = 1 + 600 / . Апробация предложенной методики в сравнении с действующей выполнялась по результатам освидетельствования трубных обвязок на компрессорной станции ООО «Севергазпром». В ходе обследования было зарегистрировано 15 нарушений формы сечения труб в виде вмятин. В результате расчетов по существующей методике все 15 обследованных дефектов являются критическими и требуют ремонтного вмешательства: девять дефектов классифицируются как недопустимые (подлежат удалению), три - как опасные (требуют прочностного усиления), три - потенциально опасные (необходим периодический контроль). В соответствии с предлагаемой методикой 11 из 15-ти обследованных дефектов классифицируются как «неопасные» (Ron ф.с > 1), один - как потенциально опасный (Ron ф.с = 1,01) и лишь три дефекта относятся к категории недопустимых (Ron ф.с < 1). Из этого примера понятна оптимизационная сущность предложенной методики при всей строгости прочностного подхода к дифференциации тяжести дефектов по степени их опасности. Основные положения этой методики учтены при разработке стандарта предприятия ООО «Севергазпром» СТП 8828-169-01 «Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах».

Смещение кромок - один из наиболее часто встречающихся дефектов кольцевых стыков и представляющий собой концентратор напряжений, снижающий прочность сварного соединения. Однако методика ранжирования степени опасности таких концентраторов напряжений до настоящего времени не разрабатывалась. В работе обоснованы критерии и предложен экспресс-метод оценочного ранжирования фактических значений смещения кромок ф сварных швов на основе определения минимально допустимых ] величин опасного оn и предельного пр состояний в соответствии с выражением:

, (11)

где , (12)

пр= 0,5, (13)

При этом условие ф < min {оn,} свидетельствует о том, что фактическая величина смещения кромок ф сварного стыка является безопасной для текущей эксплуатации при заданных режимах работы; при условии min {оп} ф min {пр} - фактическая величина смещений кромок ф сварного стыка допустима для текущей эксплуатации с учетом контроля режимов работы или прочностного усилия сварного шва; при ф > пр - фактическая величина смещения кромок ф сварного стыка недопустима для текущей эксплуатации и подлежит безусловной отбраковке c последующей заменой на бездефектный элемент. Предложенный метод допускает экспресс-определение опасности фактически выявленного смещения кромок сварного шва в конкретной производственной ситуации. С этой целью на основе решения (11) выстраивается ряд номограмм, рассчитанных для труб различных диаметров, марок стали и режимов давления прокачки газа. Пример построения таких номограмм приведен на рисунке 4.

Рисунок 4 - Номограмма для определения степени опасности смещения кромок сварного шва

325, 426, 530, 720, 1020 - диаметры труб; 1 - прямая, ограничивающая смещение кромок толщиной стенок труб (); 2 - прямая предельно допустимого смещения кромок (); А(4,5), В(7,5), С(9,5), D(13) - анализируемые точки ситуации, в скобках - численные значения ординат, мм

Построение выполнено для труб диаметром от 325 до 1020 мм, изготовленных из стали 17Г1С ( МПа, МПа) для рабочих давлений прокачки газа МПа. На графиках прямая 1 ограничивает смещение кромок, равное толщине стенок труб (), а кривая 2 - устанавливает предельно допустимое смещение кромок в соответствии с условием (13).

Пользоваться номограммой предельно просто:

отыскиваются точки пересечения для заданной толщины стенки труб , например, А, В (I случай: = 15 мм) или С, D (II случай: = 19 мм) для труб диаметром 1020 мм;

определяются численные значения ординат этих точек, например, А (4,5 мм), В (7,5 мм) - I случай; С (9,5 мм), D (13 мм) - II случай; эти значения представляют собой пороговые смещения кромок, выраженные в мм;

выполняется сравнение этих определений с величиной фактически измеренного смещения кромок сварного шва и принимается экспресс-решение, исходя из условий:

	I случай: = 15 мм	II случай: = 19 мм
дефект безопасен, если
дефект требует прочностного усиления, если
дефект недопустим, если

Основные положения этой методики положены в основу стандарта предприятия СТП 8828-170-04 «Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок», действующего в ООО «Севергазпром» с 2004 г.

В четвертой главе изложены методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических трубопроводов, связанные с нарушением проектных схем прокладки или возникновением дополнительных силовых воздействий в результате просадки, разрушения или выпучивания опорных конструкций, а также с прочностным усилением механических повреждений труб или некачественных сварных стыков, включая оценку величины допустимого смещения их кромок. С этой целью в разделе разработана конструкция и аналитически обоснован метод стабилизации напряженного состояния технологических надземных трубопроводов в процессе их эксплуатации, основанные на принципе автомодельного уравновешивания силовых воздействий, возникающих при просадке, разрушении или выпучивании опорных узлов. Этот 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 механизмом (рисунок 5).

Рисунок 5 - Схема опоры для надземных трубопроводов: 1 - основание; 2 - стойка; 3 - ложемент опоры; 4 - трубопровод; 5 - пазы; 6 - кронштейн; 7 - ось рычага; 8 - рычаг; 9 - груз; 10 - фундамент опоры

Устройство обладает технической новизной, что подтверждается патентом на изобретение RU 2 308 633 С2 по заявке № 2005137888/06 от 05.12.2005.

Также предложен критерий оценки эффективности конструкции усиливающего бандажа в виде относительного показателя:

К = 1 + (0 D2н / D20), (14)

позволяющего обосновать допустимый монтажный зазор между бандажом и наружной поверхностью усиливаемой трубы и вычислить относительный уровень снижения деформационных напряжений К при заданных параметрах усиливающего бандажа (0; D0; 0 / ; Dн / D0) или задать те же параметры по величине потребного снижения деформационных напряжений К в усиливаемой трубе до безопасного уровня. Схема усиливающего бандажа с регулируемыми параметрами представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Схема усиливающего бандажа с композитным заполнением: Dн, Dвн - наружный и внутренний диаметры трубы; D0, L0 - наружный диаметр и длина бандажа; , 0, з - толщина стенки трубы, бандажа и зазора между ними; 1 - элементы сварного соединения; 2 - кольцевой сварной шов; 3 - оболочка бандажа; 4 - полумуфты оболочки; 5 - композитный состав; 6 - торцевой герметик; 7 - монтажный сварной шов; 8 - установочные винты

Методика оценки величины допустимого смещения кромок сварных стыков включает измерительные и расчетные работы. Измеряют периметр S сварных элементов (рулеткой по ГОСТ 7502-98), толщину стенок i (УЗ-толщиномером с погрешностью измерения не более 0,1 мм) и фактическое смещение кромок (универсальным шаблоном сварщика УШС). Затем вычисляют наружный диаметр сварных элементов

Dн = S/ - (2tp + 0,2), (15)

где tp - толщина полотна рулетки, мм; 0,2 - припуск на прилегание рулетки, мм, а также производят определение величины разнотолщинности сварных элементов по правилу:

(16)

(17)

где N - количество точек контроля.

При 5% сварное соединение считается равнотолщинным, при > 5% - разнотолщинным.

Для равнотолщинных элементов максимальное фактическое смещение кромок определяют из ряда:

(18)



где - величины наружного смещения сварных кромок в i-ых контрольных точках.

Для разнотолщинных элементов, кроме измеренных по наружной поверхности максимальных значений фактического смещения кромок, определяемых из ряда:

, (19)

определяют максимальные значения фактического смещения кромок по внутренней поверхности (рисунок 8) из формулы:

(20)

Рисунок 7 - Параметры, учитываемые при оценке опасности смещений кромок сварного шва, состоящего из элементов с разной толщиной стенки: 1 наружная поверхность элементов сварного соединения; 2 внутренняя поверхность элементов сварного соединения; 3 - сварной шов; о толщина стенки отвода; т толщина стенки трубы; , / наружное и внутреннее смещение кромок сварного шва соответственно

Затем вычисляют допустимую величину смещения кромок в соответствии с выражениями (11) - (13), имеющими вид , и сравнивают полученные значения с фактическими смещениями из (18), (19) и (20):

если - смещение допустимо;

если - смещение потенциально опасно, что требует снижения категорийности применения и постановки мониторинга за техническим состоянием сварного шва;

если - смещение недопустимо (шов должен быть удален или усилен).

В разделе приведены примеры оценки степени опасности сварных соединений со смещением кромок для равнотолщинных и разнотолщинных сварных конструкций.

В пятой главе представлена оценка практической значимости и экономической целесообразности выполненных исследований. Практическая ценность заключается в разработке алгоритмической схемы оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов, представляющей системную базу этапного построения диагностического обследования и методическую основу для формирования оценочного расчетно-измерительного комплекса. Этот комплекс включает методику расчетно-аналитического моделирования напряженно-деформированно-го 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 формы цилиндрических оболочек труб, методику учета влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов и методику расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок сварных швов. Практическое значение имеет методика оптимизации отбраковочного критерия по степени опасности дефектов формы сечения труб, связанных с гофрированием или вмятинами на их цилиндрической поверхности. Основные положения этой методики использованы при разработке стандарта предприятия «Севергазпром» СТП 8828-169-01 «Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах». Практически значима для сокращения объемов ремонтных работ и методика расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок сварных швов, принятая в ООО «Севергазпром» в качестве стандарта предприятия СТП 8828-170-04 «Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок». Новым техническим решением является разработанная в результате диссертационных исследований конструкция опоры, обеспечивающая неизменность силового контакта с газотранспортной трубой за счет телескопически выдвижного стакана, уравновешенного контргрузами, размещенными подвижно на поддерживающих телескопический стакан рычагах (патент РФ на изобретение RU 2 308 633 С2 по заявке № 2005137888/ 06 от 05.12.2005 г.). Экономическая целесообразность выполненных разработок оценена на примере аттестации технического состояния технологических трубопроводов на одной из компрессорных станций ООО «Севергазпром». Количественные результаты диагностических обследований, положенные в основу экономического расчета, приведены в разделе 3 диссертационной работы. Расчеты выполнены в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР» (приказ ОАО «Газпром» № 70 от 16.08.2004 г.). Экономическая эффективность вследствие уменьшения объема ремонтных работ определяется по этим правилам из выражения:

(21)

где Срек - стоимость реконструкции участка; Nуч - количество участков; kстоим - коэффициент изменения стоимости; Nразм - типоразмеров участков. Экономическая эффективность от разработанных мероприятий для указанного примера составила Э = 4374, 03 тыс.руб.

Выводы

Проанализированы и определены пути совершенствования и развития методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

Сформулирован исследовательский методологический комплекс, включающий неразрушающие и силовые виды контроля технического и прочностного состояния обследуемых объектов.

Предложен и обоснован относительный показатель оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов с учетом текущего напряженно-деформированного и прочностного состояния (Ron =КД / КНТД).

Выполнено комплексное обоснование методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов и предложен методический комплекс для их реализации, включающий:

методику оценки опасности нарушения проектного пространственного заложения трубопроводной конструкции с целью уменьшения объемов отбраковочно-ремонтных работ по исправлению вертикальных невязок;

методику оценки действительного запаса эксплуатационной работоспособности в зависимости от фактической толщины стенок труб обследуемых технологических элементов газопроводной обвязки;

методику оценки влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов;

методику оценки степени опасности деформационных дефектов, связанных с нарушением формы сечения труб;

методику определения допустимых величин смещения кромок сварного шва, обеспечивающих нормативные требования прочностной безопасности обследуемых трубных конструкций.

Разработаны методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов, включающие способ стабилизации напряженного состояния газопроводной обвязки с помощью телескопической опоры и метод усиления дефектного сварного шва бандажным устройством с регулируемым зазором, обеспечивающим расчетное снижение деформационных напряжений до безопасного уровня.

Оценена практическая и экономическая значимость работы, заключающаяся в разработке ведомственных руководящих документов, технических устройств и методик, направленных на уменьшение объема ремонтно-восстановительных работ, экономическая эффектность которого по одной компрессорной станции составила 4374, 03 тыс.руб.



По теме диссертации опубликованы следующие работы

1. Аленников С.Г. Анализ общих признаков, объединяющих региональные группы аварийных разрушений магистральных газопроводов / Ю.А. Теплинский, Ю.В. Илатовский, С.Г. Аленников, А.Н. Колотовский// Юбил. научно-техн. сб., посвящ. 30-летию образования предпр. «Севергазпром»: Ухта, Севернипигаз. - 1999. - С.433-441.

2. СТП 8828-169-01. Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах/ Разработчики: Ю.В. Илатовский, Ю.А. Теплинский, В.М. Шарыгин, С.Г. Аленников и др.: Ухта, ООО «Севергазпром». - 2001. - 56 с.

3. Аленников С.Г. Усиливающий эффект композиционных муфт, применяемых для ремонта/ А.Я. Яковлев, С.Г.Аленников, В.М. Шарыгин, И.В. Максютин// Газовая промышленность. - М.: ООО «ИРЦ ГАЗПРОМ». - 2002. - №4. - С.10-19.

4. Аленников С.Г. Анализ причин аварийности разрушений магистральных газопроводов в ООО «Севергазпром» / М.А. Конакова, А.Я.Яковлев, С.Г.Аленников, С.В.Романцов и др.// Газовая промышленность.- М.: «ИРЦ ГАЗПРОМ» - 2003.- №5. - С.63-64.

5. СТП 8828-170-04. Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок/ Разработчики: Н.В. Долгушин, Ю.А. Теплинский, И.Н. Бирилло, С.Г. Аленников и др.: Ухта, ООО «Севергазпром». - 2004. - 26 с.

6. Аленников С.Г. Результаты экспериментальных исследований прочности кольцевых сварных швов магистральных газопроводов с дефектами / А.Я. Яковлев, Т.Т.Алиев, С.Г.Аленников, Ю.А. Теплинский и др. // Газовая промышленность.- М.: «ИРЦ ГАЗПРОМ» - 2004. - №1. - С.62-64.

7. Аленников С.Г. Опора трубопровода / С.Г.Аленников, Т.Т.Алиев, А.С. Кузьбожев, Р.В. Агиней и др. // Патент RU 2 308 633 С2 F16L 3/26 № 2005137888/06 (042313) от 05.12.2005 г. Опубл. 20.10.2007. Бюл.№29.

8. Аленников С.Г. Применение акустических методов при стендовых испытаниях фрагментов технологических трубопроводов / С.Г.Аленников, И.Ю. Быков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2005. - №12. - С.22-26.

9. Аленников С.Г. К вопросу о повышении эксплуатационной надежности технологических трубопроводов компрессорных станций/ И.Н. Бирилло, И.Ю.Быков, Ю.А. Теплинский, С.Г. Аленников // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - М.: МФ НИИНГ.- 2006. - №1. - С.37-42.

10. Аленников С.Г. Об эксплуатационном нормировании смещения кромок кольцевых сварных швов технологических трубопроводов компрессорных стаций / Ю.А. Теплинский, И.Н. Бирилло, С.Г.Аленников, Т.Т.Алиев // Матер. конф., посвящ. 45-летию Севернипигаза. Часть 2: Ухта, филиал «СЕВЕРНИПИГАЗ». - 2006. - С.95-101.

11. Аленников С.Г. Развитие нормативной базы при расчете сварных швов на прочность/ С.Г. Аленников, И.Ю.Быков// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2006. - №1. - С.29-31.

12. Аленников С.Г. Расчет допустимого всмещения кромок сварных соединений трубопроводов/ С.Г. Аленников, И.Ю.Быков// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2006. - №1. - С.31-33.

13. Аленников С.Г. Развитие нормативно-методической базы управления качеством продукции/ С.Г. Аленников, И.Ю.Быков// Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - М.: МФ НИИНГ. - 2007. - №1. - С.7-11.

14. Аленников С.Г. Эксплуатационная работоспособность труб технологических газопроводов/ А.Я. Яковлев, С.Г. Аленников, Ю.А. Теплинский, И.Ю.Быков// Под общей редакцией докт. техн. наук, проф. И.Ю. Быкова. - М.: ООО «ЦентрЛитнефтеГаз». - 2008. - 272 с.

Размещено на Allbest.ru