авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Совершенствование метода прогнозирования технического состояния магистрального газопровода по результатам диагностики

-- [ Страница 3 ] --

Полученные результаты позволяют выполнить расчет роста коррозионных повреждений и их относительное изменение. Вместе с тем численное значение постоянной К необходимо определять с учетом типа грунта. Рассматриваемые участки проложены в слабоаэрируемых грунтах и для них постоянную n принимаем n=0.48. Полученные значения К и n используем для расчета глубины коррозионных повреждений для различных сроков эксплуатации. Результаты расчета приведены в таблице 4. Для сопоставления расчетных значений глубины коррозионных повреждений и результатов диагностических обследований приводим фактические данные к 26 годам (время проведения инспекций). Полученные результаты приведены в таблице 5.

Воспользуемся данными внутритрубных обследований этих участков и примем, что максимальная глубина коррозионных повреждений соответствует 26 годам. Считаем, что эти повреждения начались с первого года эксплуатации. При проведении расчетов принимаем данные повторных обследований участков (две нитки газопровода Уренгой-Челябинск) со сроком эксплуатации 21, 23, 25, 26 лет. Причем результаты 21, 23,25 лет приводим к 26 годам, принимая, что в этих интервалах скорость коррозии изменяется по линейному закону. Тогда получим:

При обработке данных обследований не учитываются минимальная глубина (32 шт)- =6,12 мм, и максимальная (18 шт) .

Таким образом, оказывается, что расчетная величина коррозионного повреждения для 26 лет эксплуатации составляет 11,67 мм, а фактическая по результатам диагностических обследований 10,56 мм. Относительная погрешность составляет:

Таблица 4

Прогнозируемая глубина коррозионных повреждений для различных типов грунтов

№ п/п Тип грунта Показатель n Время эксплуатации от начала коррозии, дет
5 10 15 20
1 Песок грубый 0,18 3,257 3,691 3,969 4,811
2 Илистая глина 0,35 4,281 5,459 6,290 6,956
3 Слабо аэрируемый грунт 0,48 5,278 7,363 8,945 10,28
4 Болото 0,7 7,521 12,22 16,23 19,85

Таблица 5

Результаты расчета глубины коррозионных повреждений в разных грунтах

Тип грунта Показатель n Время эксплуатации лет
1 2 3 4 20 22 25 26
Песок грубый 0,18 2,44 2,764 2,974 3,132 4,191 4,262 4,362 4,394
Илистая глина 0,35 2,44 3,11 3,584 3,964 6,973 7,210 7,540 7,645
Слабо аэрируемый грунт 0,48 2,44 3,403 4,134 4,747 10,29 10,78 11,46 11,67
Болото 0,7 2,44 3,964 5,265 6,439 19,90 21,18 23,26 23,91

Это свидетельствует о хорошей сходимости полученных результатов, а уравнения можно рекомендовать для прогнозирования роста глубины коррозионных повреждений. Рост числа коррозионных повреждений для различной глубины рассматривается в главе 4.

В третьей главе приводится методика расчета технического состояния
участков газопроводов. Снижение технических характеристик любой инженерной системы связано с факторами морального, ситуационного, нормативно технического, технико-экономического старения. Причем для некоторых составляющих ее конструкционных элементов этот процесс носит необратимый характер. Это связано с естественным изменением физико-механических характеристик материалов (старением), проявлением заложенных при изготовлении дефектов, износом, наличием постороннего вмешательства.

Поддержание такой системы в работоспособном состоянии осуществляется или последовательной заменой отдельных элементов системы в течение всего срока эксплуатации или ремонтом тех элементов системы, которые не соответствуют заданному уровню надежности, определенному на основании методик и технических средств диагностики. Применение разного типа диагностических устройств позволяет получить достоверную и объемную информацию о состоянии объекта и принять обоснованное решение по поддержанию надежности системы на требуемом уровне. Для газотранспортной системы поддержание ее на требуемом уровне осуществляется заменой труб на дефектных участках, проведением выборочного ремонта или заменой конструкционных элементов и переизоляцией. Целью данной методики является комплексный подход к оценке технического состояния участков газопроводов, позволяющий с большой степенью объективности принять меры, исключающие вероятность отказов и возможный ущерб. Комплексный показатель, включающий в себя балльную характеристику технического состояния участка и возможного ущерба от аварий, используется для ранжирования участков и определения очередности их ремонта. Сопоставление комплексных показателей одного и того же участка до и после ремонта с учетом затрат на ремонт позволяет оценить техническую (по разности комплексных показа­телей до и после ремонта) и экономическую эффективность проведенных ремонтов.

При эксплуатации возникают и развиваются различные дефекты как под влиянием внешних и внутренних воздействий, так и заложенные на стадии производства труб, процесса строительства из-за несовершенства технологии и других факторов. Большая протяженность магистральных газопроводов предопределяет различие в климатических, гидрогеологи­ческих, ландшафтных условий, а, следовательно, и изменение внешних воз­действий в широких пределах. Большое влияние на скорость развития де­фектов оказывают особенности трассы и конструкций участков МГ (под­водные переходы, характеристика грунтов, наличие электрифицированных железных дорог). Определение текущего технического состояния участков газопроводов позволяет осуществить целенаправленные воздействия для поддержания надежности газопровода и избежать развития обнаруженных дефектов до критических размеров. В дополнение к показателям технического состояния необходимо учитывать риск дальнейшей эксплуата­ции газопровода, который зависит от тяжести возможных аварий и оце­нивается в баллах в зависимости от комплекса факторов. В этом случае комплексный параметр позволяет оценить состояние участка как с технической, так и экологической стороны и разработать мероприя­тия, направленные на улучшение технических и экологических характери­стик данного участка. К факторам, которые позволяют оценить техниче­ское состояние участка, относятся: результаты диагностического обследования участков газопрово­дов; конструктивно-технологические факторы; коррозионные факторы; антропогенные и природные факторы; результаты расчета допустимого рабочего давления. Наиболее важными являются показатели технического состояния участка по результатам диагностического обследования. Факторы, которые используются для расчета величины ожидаемого ущерба от возможных аварий, сгруппированы в три группы: возможный объем потерь газа и площадь загрязнений при аварии, величины ущерба окружающей среде, величины убытков от простоя МГ. Эти группы факторов учитывают тип дефектоскопа, диаметр и длину секций, состояние арматуры, эффективность обнаружения утечек, относительную величину ожидаемых утечек, безопасность населе­ния, наличие подводных переходов, характеристику местности, по которой проходит газопровод.

Концепция определения технического состояния участков газопроводов включает в себя определение технического состояния участка МГ с учетом всех перечисленных ранее факторов.

Порядок определения приоритетности ремонтов участков МГ следующий.

Сбор исходных данных; обработка результатов внутритрубной диагностики; расчет балльной оценки технического состояния участка; расчет балльной оценки в величинах последствий от аварий на этом участке; расчет комплексного показателя участков МГ; оценка приоритетности проведения ремонтов; ранжирование участков МГ; расчет ожидаемых объемов и стоимости ремонтных работ; оценка эффективности проведения работ по разности баллов; оценка удельной стоимости балльной оценки участка МГ.

Блок-схема определения комплексного показателя участка приведена в диссертации.

В четвертой главе приведена методика прогнозирования состояния линейной части трубопровода.

Надежная и долговечная работа линейной части обеспечивает бесперебойную поставку газа как внутри России, так и в ближнее и дальнее зарубежье.

В основу расчетов положены данные инспекции первой и второй ниток газопровода Уренгой-Челябинск, протяженностью 104 км (1269-1373 км) с диаметрами 1420 мм и толщиной стенки 18,7 мм, со сроками эксплуатации 23 и 25 лет. Результаты обследований представлены в диссертации. Последующие расчеты проводились по средним значениям количества дефектов для первой и второй ниток газопровода. Наибольшее число дефектов обнаружено, как и следовало ожидать, в минимальном диапазоне 10-15% от относительной толщины трубы. Для проведения анализа все обработанные дефекты сгруппированы в интервалы с относительным шагом по толщине трубы 5% от 10 до 60% от общей толщины стенки трубы.

Представленный анализ результатов диагностики и имеющиеся в литературе данные показывают, что коррозионные повреждения начинаются лишь после нарушения изоляции, т.к. коррозия под изоляцией в 100 раз меньше коррозии металла под защитной пленкой. Срок службы изоляционных покрытий составляет 25-30 лет и именно в этот период резко возросло количество обнаруженных коррозионных повреждений с минимальной глубиной до 2 мм (10-15 % от толщины стенки). Причем скорость коррозионных повреждений металла как под покрытием, так и без изоляции подчиняется экспоненциальному закону. Следовательно, и распределение дефектов по глубинам так же подчиняется этому закону. На рис.1 представлены результаты обработки данных дефектоскопических обследований участков газопроводов Уренгой-Челябинск первой и второй ниток.

По оси абсцисс отложен логарифм количества дефектов. Полученные данные были обобщены и позволили получить эмпирическую зависимость роста числа коррозионных повреждений в зависимости от глубины и времени эксплуатации, принимая, что рост наиболее глубоких повреждений, обнаруженных при обследовании, начался с первого года эксплуатации. Общее количество таких дефектов весьма незначительно и составляет 1-3 дефекта на участке L=104 км. Следует учитывать, что темп роста глубины коррозии с ростом интервала глубин уменьшается. Полученные результаты обработки данных описываются уравнением:

N=exp(5,1-0,9a+0,11), (5)

где 5,1 – эмпирический коэффициент, а – коэффициент, зависящий от интервала глубин, для первого интервала а=0, для второго 2, а для последующих интервалов соответственно 3,4 и т.д., - время эксплуатации, лет. Далее были проведены расчеты количества дефектов при последующей эксплуатации 30 – 50 лет и получены значения количества дефектов по глубинам при дальнейшей эксплуатации рис. 1 и таблица 6.

Сопоставление фактических и расчетных данных показывает, что достоверность полученных значений составляет 0,96, а общее количество дефектов, рассчитанных по приведенному уравнению и фактическое, имеет относительную погрешность 0,25% (осредненные значения количества дефектов по времени эксплуатации 24 года). Это уравнение положено в основу прогнозирования роста количества дефектов на глубинах в интервале 30-50 лет. И оказалось, что значительное число дефектов наблюдается в начальном интервале 10% относительной толщины, а на глубинах 50% они составляют на участке 6-8 штук за тридцать лет, за пятьдесят лет 38-40 штук.

Рис 1 Прогнозирование количества коррозионных повреждений по их глубинам на участке газопровода Уренгой-Челябинск L=104км (1269-1375), 1, 2 нитка, толщина стенки трубы 18,7.

(исходными данными для прогноза приняты результаты диагностических обследований этого участка в 2004 г.)

Классификация аварий линейной части может осуществляться и осуществляется по различным признакам. При построении модели выделяют две группы причин: внешние и внутренние. Внешние причины включают в себя условия прокладки, свойства транспортируемой среды, режимы перекачки и т.п., т.е. причины, принимаемые постоянными при эксплуатации, а внутренние – причины, зависящие от времени эксплуатации. При такой классификации дефектов можно использовать для анализа динамики отказов секций трубопроводов вероятностную модель отказов. Принимаем, что все секции трубопровода находятся в одинаковых условиях эксплуатации. Это позволяет использовать аппарат формально-кинетического анализа и представить функцию отказов в виде следующего дифференциального уравнения:

, (6)

где -число работоспособных секций трубопровода; - коэффициент, учитывающий влияние на отказ секций трубопроводов причин первой группы (условия прокладки, режимы работы и т.п.); - коэффициент, учитывающий влияние второй группы (коррозионные повреждения металла труб), зависящие от времени эксплуатации. Следовательно, коэффициент будет отражать увеличение вероятности отказов, связанных с изменением свойств материала, а в качестве основного принимаются коррозионные повреждения. Коэффициент , исходя из предложенных моделей коррозионного повреждения, можно представить в виде:

, (7)

где - эмпирические коэффициенты. Сопоставление уравнений (6) и (7) позволяет преобразовать их и представить уравнение в виде:

, (8)

Для начала эксплуатации – число секций рассматриваемого участка газопровода, шт. Тогда:

, (9)

т.е., оказывается, что закон изменения отказов секций газопровода так же как и коррозионные повреждения являются экспоненциальным. В этом случае основной задачей становится определение эмпирических коэффициентов предложенной модели. Они могут быть определены следующим образом с введением обозначений: (a) (б)

Эту функцию можно разложить в ряд Тэйлора:

(10)

Таблица 6

Сопоставление расчетных и фактических значений количества дефектов участков газопровода
Уренгой-Челябинск диаметром 1420 мм, толщиной стенки мм, L=104 км, (1269-1373), 2004г.



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.