Плагиат (1205458), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ. 55

ВВЕДЕНИЕ

Магистральные нефтепроводы (далее МН) являются важнейшим

элементом в системе топливно-энергетического комплекса страны, развитие в котором происходит прогрессивными темпами. Примером тому является реализация такого стратегически значимого, масштабного и сложного проекта как "Восточная Сибирь - Тихий океан", где на протяжении более четырех тысяч километров развиваются экзогенные геологические процессы, имеются многолетнемерзлые грунты и геодинамические активные зоны.

Транспортировка при высоких давлениях больших объемов такого

экологически ⁴⁶ агрессивного продукта как нефть требует особого внимания к

вопросам сохранения целостности ⁴⁶ магистральных нефтепроводов,

предупреждению отказов, аварий. Поэтому ⁴⁶ проблемы обеспечения

надежности и безопасности нефтепроводной системы всегда в ⁴⁶ центре внимания.

Еще недавно система предупреждения аварий сводилась к

периодическим гидравлическим испытаниям трубопроводов повышенным давлением, проведению капитального ремонта линейной части

нефтепроводов со сплошной заменой труб или изоляции большими

46

участками. ⁴⁶ по ограниченной

информации, основанной на визуальных наблюдениях за трассой, осмотре подозрительных мест трубопровода, измерению сопротивления изоляции труб, анализе статистики аварий и т.д. Ежегодно методом сплошного

капитального ремонта обновлялось ⁴⁶ не более 1,5% от общей протяженности

магистральных нефтепроводов.

К ⁴⁶ середине 80-х гг. капитальный ремонт магистральных нефтепроводов с заменой труб достиг рекордных объемов за всю историю отечественного и мирового нефтеснабжения, равных 1,7% от общей протяженности магистральных нефтепроводов страны. Однако этих мер к началу 90-х годов

стало недостаточно для поддержания необходимого уровня ⁴⁶ надежности и

сдерживания нарастающей аварийности. Возраст большинства магистральных нефтепроводов к тому времени составлял 20-25 лет. Прогнозная вероятность аварий на трубопроводном транспорте могла стать критической для экономики страны. К тому же, более половины

магистральных нефтепроводов «перешагивали» свой нормативный срок амортизации.

Очевидной стала необходимость в дополнение к сплошному методу ремонта искать новую эффективную стратегию технического обслуживания,

базирующуюся на ремонте трубопроводов по их фактическому техническому состоянию, то есть брать курс на преимущественное применение выборочного ремонта.

Вместе с тем стало очевидно, что в связи с негативными процессами

старения МН наращивать капитальный ремонт только на основе

существующей технологии сплошного ремонта невозможно даже по чисто

7

экономическим соображениям. Поэтому было принято решение -

на метод выборочного ремонта на базе внутритрубной диагностики и других

современных технологий и технических средств неразрушающего контроля.

В ⁷ основе концепции – выявление дефектов линейной части

трубопроводов с помощью внутритрубной диагностики, оценка технического состояния дефектных участков, определение безопасных режимов эксплуатации на основе данных диагностирования, применение новых эффективных методов ремонта без вывода трубопроводов из эксплуатации и, как результат, продление срока службы магистральных нефтепроводов.

Диагностирование трубопроводов

Под диагностикой понимается получение и обработка информации о

состоянии технических систем в целях обнаружения их неисправностей,

выявления тех элементов, ненормальное функционирование которых привело

(или может привести) к возникновению неисправностей.

С технологической точки зрения техническая диагностика

трубопроводов включает в себя: ⁷

а) обнаружение дефектов на трубопроводе;

б) проверку изменения проектного положения трубопровода, его

деформаций и напряженного состояния;

в) оценку коррозионного состояния и защищенности трубопроводов от

коррозии;

г) контроль за технологическими параметрами транспорта нефти;

д) оценку теплового воздействия трубопроводов на вечную мерзлоту,

влияние трубопроводов на гидрологию трассы, учет результатов

экологического и технологического мониторинга;

е) оценку результатов испытаний и диагностики трубопроводов,

целесообразность проведения переиспытаний и повторной диагностики;

ж) интегральную оценку работоспособности трубопроводов,

прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубопровода. ⁷

Методы диагностирования

Методы диагностики технического состояния можно разделить на два

типа: разрушающие и неразрушающие.

К методам разрушающего контроля обычно относят предпусковые или

периодические гидравлические испытания аппаратов, а также механические

испытания образцов металла, вырезанных из их элементов. Неразрушающие

методы предполагают применение физических методов контроля качества, не

влияющих на работоспособность конструкции.

Неразрушающие методы контроля подразделяются на пассивные

(интегральные) и активные (локальные).

К активным методам относятся методы, в которых измеряется

изменение возбуждаемого физического поля, а к пассивным методам

относятся методы, использующие свойства физического поля, возбуждаемого

самим контролируемым объектом. Локальные методы позволяют обнаружить

дефект лишь на ограниченной площади, а интегральные методы способны

проконтролировать весь объект в целом. Активными методами являются:

визуальный и измерительный контроль, ультразвуковая дефектоскопия, ⁷

магнитные, радиографические капиллярные, метод вихревых токов,

электрический.

К пассивным относятся: тепловизионный, виброакустические методы и

акустической эмиссии.

Визуальный и измерительный контроль являются необходимыми

условиями контроля качества как при изготовлении, так и при эксплуатации

технологического оборудования. Они применяются для выявления

следующих дефектов: трещин всех видов и направлений; свищей и

пористости наружной поверхности шва; подрезов; наплывов, поджогов,

незаплавленных кратеров; несоответствие формы и размеров швов

требованиям технической документации и др.

Для определения внутренних дефектов металла и сварных соединений

(трещин, непроваров, включений) трубопроводов в основном применяются

радиационный и ультразвуковые методы контроля, в более редких случаях –

магнитный.

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в

форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороны объекта

устанавливают источник излучения – рентгеновскую трубку, с другой –

детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).

Ультразвуковой метод основан на исследовании процесса

распространения упругих колебаний в контролируемом объекте. Этот метод

основан на способности ультразвуковых колебаний отражаться от внутренних

неоднородностей контролируемой среды. ⁷

Для оценки фактического состояния металла ³² нефтяного оборудования и

трубопроводных систем положительно зарекомендовали себя магнитные

методы неразрушающего контроля, которые позволяют осуществлять его

раннюю диагностику. Установлено, что на основе анализа изменения

магнитных свойств материала можно дать оценку ³² НДС металла оборудования.

Аварии на существующих МН объектах связанны с геологическими процессами, механическими повреждениями, неэффективной работой

пригрузов и так далее. ¹⁴ Поэтому, несмотря на то, что для безопасной и

эффективной работы МН создана нормативно-техническая база,

регламентирующая практически все вопросы проектирования, строительства,

эксплуатации трубопроводов, в том числе вопросы диагностики и оценки ⁷⁵

технического состояния, негативные ситуации возникают, в связи с тем, что

на ¹⁴ нефтепровод действует комплекс статических и динамических сил, ¹⁴

численные характеристики которых в процессе проектирования полностью не могут быть учтены.

1. ОБЗОР ПРЕДМЕТА ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Исходная информация для определения напряженного- деформированного состояния нефтепровода

Актуальность совершенствования методов контроля и расчета НДС

подземных трубопроводов на протяжении столь длительного времени

объясняется тем, что из-за большой протяженности ⁵⁶ даже минимальное

увеличение толщины стенки трубопровода ⁵⁶ приводит к значительному перерасходу материала.

Фактически необходим компромисс между обеспечением прочности

сооружения и минимальными затратами на строительство. Для ⁵⁶ его достижения необходимо использование методов расчета наиболее полно отражающих условия работы сооружения на стадиях строительства, эксплуатации и ремонта.

Особую трудность представляет моделирование прочностных

характеристик трубопроводов и резервуаров, эксплуатируемых в

осложненных условиях, каковыми являются условия окружающей их среды

(природно-климатические, инженерно-геологические и гидрогеологические)

и изменяющиеся технологические условия (внутреннее рабочее давление и

температурный режим). ⁵⁹

Особенностью подземных трубопроводов является то, что массив

грунта для них представляет собой не только нагрузку, но и среду, в которой

развиваются деформации сооружения. Как результат, задача расчета

напряженно-деформированного состояния ⁵⁶ подземного трубопровода

переходит в задачу расчета НДС ⁵⁶ где установлены участки с проявлениями геологических процессов.

Основные этапы проведения расчета включают в себя:

1. Сбор и анализ сведений о проектном положении трубопровода.

На этом этапе изучается или обрабатывается цифровая модель трубопровода и конструкций опор; определяется марка стали, диаметр и толщина стенки трубы; анализируются условия эксплуатации трубопровода (давление и температура) и режимы работы.

По данным продольного профиля трассы ⁵⁴ устанавливаются абсолютные

отметки; типы грунтов ⁵⁴ основания и засыпки с указанием их несущей

способности; глубина заложения и высота засыпки грунта; радиусы

естественного изгиба оси трубы; радиусы и углы поворота гнутых и сварных

отводов; длины участков с постоянным уклоном; ⁵⁴ категории участков трубопровода.

В работе используются проектная и исполнительная документация, сертификаты на трубы и фасонные изделия, сварочный журнал, журнал режимов. При отсутствии какой-либо документации проводятся дополнительные измерения (геометрические, температуры, толщины стенки, определение химического состава и марки стали). Вместо сбора и анализа общих исходных данных допускается использование результатов проведенных ранее базовых диагностических обследований.

1. Фактическое положение трубопровода.

Измерения проводятся для оценки отклонения положения трубопровода

от проектного в текущий момент. Измерения проводятся для надземной части трубопроводов в полном объеме, для подземной части - в шурфах, для подводной части пространственное положение оси определяется по

основному промерному створу с помощью ¹⁰ эхолотов и другими приборами.

1. Расчет значений характеристик НДС трубопровода от расчетных и

нормативных нагрузок и воздействий (проверка условий прочности и

устойчивости). ⁵⁴

Определяются максимальные уровни напряжений, которые сравниваются с допустимыми для данной марки стали и условий работы трубопровода. При этом расчетным способом определяются предельные значения непроектных нагрузок, при которых уровни напряжений будут

находиться в норме, а также при которых уровни напряжений превысят предел текучести металла.

На участке заглубленного трубопровода имеют место следующие нагрузки и воздействия, определяющие напряжения в стенке трубы:

• собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, футеровки,

продукта);

• внутреннее давление в трубе;

• упругий изгиб (искривление трубопровода) в вертикальном и

горизонтальном направлениях;

• давление грунта;

• ⁶¹ действие воды;

• нагрузки от пригрузов и анкеров;

• действие закрепляющих элементов в горизонтальном и вертикальном

направлениях;

• ⁶¹ геодинамическое воздействие;

• температурное воздействие.

Эти нагрузки изменяются в зависимости от характеристик окружающей

среды, параметров перекачиваемого продукта и т. д. Для линейной части

Характеристики

Список файлов ВКР