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 || 3 |

Повышение эффективности диагностики технического состояния линейной части магистральных газопроводов

-- [ Страница 2 ] --
Факторы Характеристика фактора Балльная оценка
1 Категория перехода Категория А/Д Кол-во Ж/Д путей
1 2 и более 5
2 4
3 1 3
4 2
5 1
2 Наличие населенных пунктов в окрестности перехода на расстоянии меньше 3RСНиП, где RСНиП – минимальные безопасные расстояния, установленные в СНиП 2.05.06-85* нет 0
есть 5
3 Нарушения охранной зоны вблизи перехода – наличие объектов на расстоянии меньше RСНиП нет 0
есть 2
4 Глубина заложения газопровода под дорогой и с обеих сторон от дороги соответствует СНиП 2.05.06-85*  да 0
нет 5
5 Расчистка трассы вблизи перехода хорошо различима 0
плохо различима 2
6 Наличие опознавательных знаков в соответствии с ВРД 39-1.10-006 есть 0
нет 2
7 Коррозионная активность грунта по ГОСТ 9.602 низкая 0
средняя 2
высокая 5
8 Защищенность средствами ЭХЗ обеспечена защита, как трубы, так и футляра 0
нет защиты футляра 2
недозащита трубы 5
9 Наличие КИП есть с обеих сторон 0
отсутствуют 2
10 Состояние изоляционного покрытия, определенное в шурфах удовлетворительное 0
неудовлетворительное 5
11 Положение трубы в футляре соответствует СНиП 2.05.06-85*  0
нет уплотнителя, в футляре вода или грунт 2
нет соосности трубы и футляра 3
есть контакт трубы и футляра или футляр отсутствует 5
12 Дефекты, выявленные методом акустической эмиссии (АЭ) в соответствии с ПБ 03-593-03  нет источников АЭ 0
есть активные источники 3
есть критически или катастрофически активные источники АЭ 5
13 Отношение фактической толщины стенки трубы к проектной более 0,9 0
менее 0,9 5
14 Время, прошедшее с момента последнего обследования перехода балл равен числу лет, прошедших с момента последнего обследования

Суммарная балльная оценка является критерием для определения приоритета проведения обследования переходов.

Критерий определения очередности обследования подводных переходов также основан на факторах, характеризующих техническое состояние и аналогично по этим факторам выставляется бальная оценка.

  Схема расчета риска (вероятности отказа) эксплуатации линейной части-13

Рисунок 2 – Схема расчета риска (вероятности отказа) эксплуатации линейной части магистральных газопроводов

Третья глава посвящена разработке методики технического диагностирования линейных участков газопроводов, не подготовленных к ВТД, которая по интегральному показателю фактора риска позволяет выявить потенциально опасные (дефектные) зоны. На первом этапе определения потенциально опасных зон выполняется анализ проектной и исполнительной документации для рассматриваемого линейного участка газопровода. На втором этапе необходимо провести следующие работы:

  • оценить напряженно-деформированное состояние (НДС) линейного участка газопровода;
  • определить тип грунтов вдоль трассы газопровода;
  • измерить коррозионную активность грунта;
  • оценить состояние защитного покрытия;
  • определить наличие и уровень грунтовых вод вдоль трассы газопровода;
  • определить зоны, подверженные периодическому смачиванию (поверхностные и внутригрунтовые водотоки, пересыхающие ручьи, протяженные склоны, поймы рек, участки, прилегающие к болотам и водоемам);
  • выявить с поверхности земли приборами, основанными на магнитометрическом методе, магнитные аномалии.

На следующем этапе производится определение количественных показателей отдельных факторов риска и обобщенного показателя фактора риска, характеризующего вероятность наличия дефектов по всей длине рассматриваемого участка. В качестве факторов, способствующих образованию и росту дефектов на газопроводе, рассмотренны: дефекты изоляционного покрытия, уровень защищенности средствами электрохимзащиты (ЭХЗ), уровень грунтовых вод, переменное (постоянное) смачивание грунта, НДС, блуждающие токи, тип грунта и коррозионную агрессивность грунта. При количественной оценке факторов, способствующих образованию и росту дефектов, использованны весовые коэффициенты, рекомендуемые значения которых приведены в таблице 2. Там же приведены весовые коэффициенты для количественной оценки аномалий.

Таблица 2

Факторы, способствующие образованию и росту дефектов Весовой коэффициент i
1 Дефекты изоляционного покрытия 1 = 0,113
2 Уровень защищенность средствами ЭХЗ 2 = 0,097
3 Уровень грунтовых вод 3 = 0,097
4 Переменное (постоянное) смачивание поверхности земли 4 = 0,068
5 НДС 5 = 0,113
6 Блуждающие токи 6 = 0,057
7 Тип грунта 7 =0,037
8 Коррозионная агрессивность грунта 8 =0,018
Аномалии (результаты наземного полевого обследования)
9 Источники акустико-эмиссионных сигналов 9 = 0,25
10 Магнитные аномалии 10 = 0,15
=1

Обобщенный показатель фактора риска , характеризующий совместное влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, и наличие аномалий рассчитывают с учетом весовых коэффициентов по формуле:

, (2)

где – количество исследованных факторов, способствующих образованию и росту дефектов; – координата, отсчитываемая от начальной точки обследования газопровода; - значение i-го показателя на расстоянии от начальной точки; - весовой коэффициент.

Для определения распределения показателей каждого фактора риска по трассе газопровода дискретные значения показателей аппроксимируются сплайн-функциями следующего вида:

, , (3)

где  - сплайн; - коэффициенты сплайна, интерполирующего значения показателя ; - координаты точек, в которых определены значения показателя.

Выбор мест экскавации линейного участка газопровода осуществляется по интегральному показателю фактора риска. Интегральный показатель фактора риска отдельной трубы длиной определяется интегрированием обобщенного показателя фактора риска по длине данной трубы:

, (4)

где - длина участка, км;

N – номер трубы;

lr – координата, отсчитываемая от начальной точки обследования газопровода;

Ku(lr) - значение i-го показателя на расстоянии lr от начальной точки.

В качестве примера определения наиболее опасных участков на основе анализа факторов, способствующих образованию и росту дефектов, рассмотрен подземный участок трубопровода технологического газа компрессорной станции длиной 216,63 м. Участок трубопровода состоит из 18 труб длиной по 12 м, наружным диаметром мм и толщиной стенки трубы мм. Для этого участка были определены показатели, характеризующие следующие факторы, способствующие образованию и росту дефектов: НДС, уровень грунтовых вод, переменное смачивание, тип грунта, коррозионная активность грунта, состояние изоляционного покрытия, магнитные аномалии. Распределение показателя , характеризующего совместное влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, показано на рисунке 3, из которого следует, что наибольшей вероятностью обнаружения дефектов при экскавации трубопровода обладают участки, расположенные на 90 и 150 метрах трассы.

  Распределение показателя по трассе трубопровода (пунктиром показано-35

Рисунок 3 – Распределение показателя по трассе трубопровода (пунктиром показано среднее по длине участка значение показателя )

В четвертой главе приводится методика определения времени проведения очередного обследования газопроводов. Время проведения внутритрубного обследования газопровода для оценки его коррозионного и стресс-коррозионного состояния определяется по зависимости, полученной в результате статистической обработки результатов имеющихся обследований. Структурная схема определения периодичности проведения ВТД на газопроводе с целью обнаружения стресс-коррозионных дефектов приведена на рисунке 4.

Статистическая обработка с целью определения параметров распределения стресс - коррозионных дефектов производится, начиная с первой информативной ВТД, при которой было обнаружено не менее 20 стресс - коррозионных дефектов, глубина которых равна или превышает значение 0,2 (20 % от толщины стенки трубы). По результатам следующих ВТД определяется число новых стресс - коррозионных дефектов, обнаруженных на газопроводе.

Распределение глубины дефектов, обнаруженных при проведении ВТД, описывается показательным законом распределения. Функция плотности распределения показательного закона имеет вид:

, (5)

где  - плотность распределения относительной глубины дефектов;  - параметр закона распределения,  - относительная глубина дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы).

Параметр распределения глубины дефектов, обнаруженных при первой информативной ВТД, определяется по следующей формуле:

, (6)

где - число обнаруженных при ВТД стресс - коррозионных дефектов с относительной глубиной больше или равной соответственно 0,2 и 0,3.

 Рисунок 4- Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с целью-45

Рисунок 4- Структурная схема определения времени проведения очередной ВТД с целью обнаружения стресс - коррозионных дефектов

Прогнозируемое число стресс - коррозионных дефектов на участке газопровода – (включая дефекты, глубина которых ниже порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа) вычисляют по формуле:

. (7)

Интервал времени до проведения очередного обследования газопровода с целью обнаружения стресс - коррозионных дефектов определяется из условия необходимости обнаружения дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях из-за их малых размеров, и обнаружения вновь образовавшихся дефектов. После поведения первой информативной ВТД интервал времени (число лет) до проведения очередного обследования газопровода рассчитывается как время, отсчитываемое с момента проведения последней ВТД до момента времени, когда глубина хотя бы одного не обнаруженного стресс - коррозионного дефекта вырастет до величины, превышающей значение, равное = 0,3, по формуле:

, (8)

где  – прогнозируемое число стресс - коррозионных дефектов, определённое при статистической обработке результатов первой информативной ВТД;  - число проведенных ВТД, начиная с первой информативной ВТД; – суммарное число дефектов с относительной глубиной больше или равной 0,2, обнаруженных по итогам всех обследований, начиная с первой информативной ВТД;  - параметр показательного закона распределения стресс-коррозионных дефектов на газопроводе, определённый при статистической обработке результатов первого информативного обследования;  - скорость изменения параметра закона распределения на момент проведения последней ВТД.

Интервал времени до проведения очередного обследования газопровода с целью определения коррозионного состояния определяется из условия необходимости выявления коррозионных дефектов, которые не были обнаружены в предыдущих обследованиях, и вновь образовавшихся дефектов.

После поведения первой информативной ВТД интервал времени до проведения очередного обследования газопровода рассчитывается как время, отсчитываемое с момента проведения последней ВТД до момента времени, когда глубина хотя бы одного не обнаруженного либо не устраненного коррозионного дефекта вырастет до величины, превышающей значение, равное = 0,4, по формуле:

, (9)

где - количество проведенных ВТД, начиная с первой информативной ВТД; – планируемое к ремонту количество коррозионных дефектов по результатам проведения последней ВТД; и – прогнозируемое число коррозионных дефектов и параметр закона распределения глубины коррозионных дефектов, определённые по результатам последней ВТД; - скорость изменения параметра закона распределения на момент проведения последней ВТД.

Интервал времени зависит от планируемого объема ремонтных работ , выполняемого после проведения ВТД (чем больше будет отремонтировано дефектов, тем больше интервал времени ). Изменяя планируемый объем ремонтных работ , определяется функциональная зависимость интервала времени от объемов планируемого ремонта . Если известно фактическое число дефектов, отремонтированных после проведения ВТД, то интервал времени определяется с учетом фактического объема ремонтных работ.

Определение времени проведения повторного обследования газопровода, не подготовленного для проведения ВТД, осуществляется на основе экспертной оценки локальной интенсивности отказов. Для оценки интенсивности отказов и определения времени проведения очередного комплексного обследования газопровода используются группы риска, балльные оценки которых изменяются по времени и могут быть определены при комплексном обследовании газопровода. Интенсивность отказов рассматриваемого участка определяется в соответствии с блок-схемой, представленной на рисунке 5, по формуле:

, (10)



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.