Решение типовых задач при сооружении и ремонте магистральных трубопроводов
Попова А.И.
Введение
магистральный газопровод безопасность
Трубопроводный транспорт в нашей стране получил интенсивное развитие во второй половине 20 столетия и в настоящее время по удельному весу и объёму грузопотоков неуклонно вытесняет водный и железнодорожный транспорт. Преимущества трубопроводного транспорта - это:
дальность перекачки, высокая ритмичность, практически бесперебойная работа в течение всего года с различной пропускной способностью и минимальными потерями;
возможность перекачки нефти и нефтепродуктов с вязкостью в довольно широких пределах;
возможность работы в различных климатических условиях;
возможность прокладки трубопроводов на большие расстояния и в любых регионах;
высокий уровень механизации строительно-монтажных работ при строительстве трубопроводов;
возможность внедрения автоматизированных систем управления всеми основными технологическими процессами.
Именно эти преимущества позволяют с развитием сети трубопроводного транспорта стабильно снижать стоимость транспортирования нефти, нефтепродуктов и газа и послужили развитию трубопроводного транспорта.
Развитию сети трубопроводного транспорта послужило освоение новых месторождений и обстоятельства, связанные с удалённостью месторождений от мест переработки и потребления нефти и газа. Выросли не только объёмы перекачек, но и длина трубопроводов, их диаметр, мощность и рабочее давление перекачивающего оборудования и деталей трубопроводов.
Известно, что газопроводы представляют собой сооружения повышенной опасности, от исправности которых напрямую зависит не только надёжное снабжение газом, но и безопасность людей и окружающей среды. В ходе эксплуатации любого газопровода на него оказывают влияние коррозионно-активные агенты, механические нагрузки, иные виды внешних воздействий. Для обеспечения надёжности и безопасности газопровода с определённой периодичностью требуется проводить техническое обслуживание и ремонтные работы.
Система технического обслуживания и ремонта предусматривает:
техническое обслуживание с периодическим контролем;
регламентированное техническое обслуживание;
текущий ремонт;
средний ремонт;
капитальный ремонт;
калибровку средств и каналов измерения параметров;
обеспечение запасом инструментов и принадлежностей (ЗИП);
обеспечение эксплуатационной надёжности.
Сроки технического обслуживания согласовывают с графиками технического обслуживания основного технологического оборудования. Техническое обслуживание с периодическим контролем выполняют, как правило, без остановки технологического процесса в объёме и с периодичностью, указанными в эксплуатационной документации на технические средства.
Ремонт сооружений и станционного оборудования связи включает в себя комплекс организационно-технических мероприятий, направленных на восстановление вышедшего из строя оборудования, восстановление его ресурса составных частей.
В задачи ремонта входят:
- организация, планирование, обеспечение и проведение текущего и капитального ремонта оборудования и сооружений связи;
- разработка и внедрение мероприятий по повышению надёжности аппаратуры, оборудования и сооружений связи.
Ключевые слова: линейная часть, стресс - коррозионный дефект, расчётная схема, компенсатор, буровзрывные работы, балластировка ,кольцевые напряжения, надёжность, нормативная нагрузка, траншея, температурный перепад, трасса трубопровода.
Оформление контрольной работы. Контрольная работа оформляется на листах А4 в электронном виде. Титульный лист должен содержать:
- название учебного заведения; - название кафедры;
- название дисциплины; - номер варианта;
- фамилию И.О. студента;
- шифр (номер зачётной книжки).
Вариант для решения задачи задаётся и контролируется преподавателем. Каждая задача подробно расписывается, приводятся все формулы.
В описании предоставляются все схемы, рисунки, формулы.
Глоссарий
Давление рабочее - наибольшее избыточное давление участка трубопровода на всех предусмотренных в проектной документации стационарных режимах перекачки.
Давление трубопровода испытательное - максимальное давление, которому подвергается участок трубопровода при предпусковых испытаниях на прочность в течение требуемого времени.
Компенсаторы на трубопроводах - конструкции, обладающие повышенной податливостью, для восприятия перемещений трубопровода.
Линейная часть - основная составляющая магистрального трубопровода, непрерывная нить, сваренная из отдельных труб или секций и уложенная вдоль трассы тем или иным способом.
Лупинг - трубопровод, проложенный параллельно основному трубопроводу и соединённый с ним для увеличения его пропускной способности.
Нормативная нагрузка - нагрузка, рассчитываемая по проектным размерам конструкций или принимаемая в соответствии с нормативными документами.
Нормативное сопротивление материала, представляет собой основной параметр сопротивления материалов внешним воздействиям и устанавливается нормативными документами.
Предельные состояния - это такие состояния для здания, сооружения, а также основания или отдельных конструкций, при которых они перестают удовлетворять заданным эксплуатационным требованиям, а также требованиям, заданным при их возведении.
Прочность - неразрушаемость конструкции в течение всего периода её эксплуатации.
Расчётная нагрузка - нагрузка, принимаемая в расчёте конструкций, определяемая путём умножения нормативной нагрузки на коэффициент надёжности по нагрузке.
Расчётная схема - это схема, полученная на основе конструктивной схемы с учётом принятых упрощений.
Соединение изолирующее - вставка между двумя участками трубопровода, нарушающая его электрическую непрерывность.
Станция катодная - комплекс электротехнического оборудования, предназначенный для создания постоянного электрического тока между анодным заземлителем и подземным сооружением (трубопровод, резервуар и др.) при катодной защите последнего от коррозии.
Траншея - временное земляное сооружение, длина которой многократно превышает ширину.
Трасса трубопровода - положение оси трубопровода, определяемое на местности её проекцией на горизонтальную и вертикальную плоскости.
Трубопровод-лупинг - параллельно действующая нитка трубопровода.
1.Практическое занятие 1 расчётное давление разрушения трубы, срок эксплуатации газопровода
магистральный газопровод безопасность
Условие задачи 1
Определить расчётное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, предварительный срок эксплуатации трубы с одним дефектом, и срок измерения параметров дефекта.
Исходные данные
Указания к решению задачи 1
Методика расчёта принята согласно рекомендациям ВРД 39-1.10-032-2001,
Который регламентирует оценку и классификацию стресс-коррозионных дефектов труб магистральных газопроводов всех диаметров. [1].
Оценку опасности стресс-коррозионных дефектов выполняют по измеренным максимальной глубине и длине продольной проекции дефектов.
Связь расчётного давления разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта имеет вид:
где Рп - расчётное давление разрушения трубы с отдельным дефектом, МПа (кгс/см2);
у - напряжение течения, принимаемое по таблице 1,
Таблица 1. Напряжение течения у, МПа
у0,2 - нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см2); увр - нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см2);
фу - время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитывае-мого срока, годы; фу = фэкс + фр;
фэкс - время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;
фр - рассчитываемый срок (срок измерения параметров дефекта для его классификации, предварительный срок безопасной эксплуатации дефектной трубы, срок контрольного измерения параметров дефекта или срок безопасной эксплуатации дефектной трубы), годы;
д - толщина стенки трубы, мм;
R - внутренний радиус трубы, мм; R = Dн/2 - д; Dн - наружный диаметр трубы, мм;
Кп - коэффициент, учитывающий конфигурацию стресс-коррозионных дефектов, принимаемый равным 0,7;
tmax - максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, мм; Мп - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины Lп
Mn ??1 1,32??R?д?2 , (1.2) где Lп - оценка полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта
Lп = Lизм + Kдопtп, (1.3) Lизм - измеренная длина дефекта, мм;
tп - порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм; Kдоп - коэффициент, определённый по статистическим данным о кон-
фигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 2.
Таблица 2. Значение коэффициента Kдоп
Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом фэ, лет, определяют по формулам:
при tmах / фэкс > Vt min :
при tmах / фэкс ? Vt min :
фэ ??фэкс ??tраб Кп ?, (1.4) max
фэ ??tраб Кп tmax , (1.5) tmin
где фэкс -Vt min -
время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, годы;
скорость изменения глубины дефектов, принимаемая в расчёте как минимальная скорость по таблице 3.
Таблица 3 - Скорость изменения глубины дефектов, Vt min, мм/год
tpaб - допустимая при рабочем давлении глубина прямоугольной аппроксимации дефекта
Кпор - пороговый коэффициент, зависящий от категории участка газо-провода и принимаемый равным для участков: категории В 1,5; категории I и II - 1,25; категории III и IV 1,1.
Трубы с дефектами, имеющими глубину более 80% от толщины стенки трубы, подлежат замене не зависимо от длины дефектов.
Срок измерения параметров дефекта для его классификации определяют
по формуле: tраб Kпtmax н t max
где Vt mах - максимальная скорость изменения глубины дефектов (мм/год),
Vt mах = Dн/1 000. (1.8) Пример 1
Исходные данные:
наружный диаметр трубы, Dн = 1 420 мм; толщина стенки трубы, д = 29 мм;
время от начала эксплуатации трубы до окончания рассчитываемого срока,
фу = 24 года;
максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, tmах = 7 мм; измеренная длина дефекта, Lизм = 12 мм;
порог чувствительности прибора, tп = 0,5;
время работы газопровода с момента его ввода в эксплуатацию до момента обследования, фэкс = 21год;
рабочее давление в газопроводе, Рраб = 10,5 МПа; Марка стали К60;
Категория B.
1. По таблице 1 определяем напряжение течения у:
у = (0,75 0,003 (24 - 20)) (415 + 520)/2 = 4,21 МПа; По таблице 2 определяем значение коэффициента Kдоп:
Kдоп = 0,25?1420 = 355;
Подставляем найденное значение в формулу (1.3) находим оценку полной длины продольной проекции стресс-коррозионного дефекта:
Lп = 12 + 0,5355 = 189,5 мм;
По формуле (1.2) находим значение коэффициента Фолиаса:
Mn 1 1,3189,5/ 22 1,3;
Подставляя найденные значения в формулу (1.1), найдём расчётное дав-ление разрушения с геометрическими параметрами отдельного дефекта:
По таблице 3 определяем скорость изменения глубины дефектов: Vt min = 0,6 - 0,02 · (21 - 10) = 0,38 мм/год;
Т. к. tmах / фэкс ? Vt min, то предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с отдельным дефектом находим по формуле (1.5):
фэ 1,30,77 9,5 лет;
Срок измерения параметров дефекта для его классификации определяем по формуле (1.7):
фн 1,30,77 2,5года.
2.Оценка остаточной прочности трубы с несколькими дефектами, срок безопасной эксплуатации газопровода с группой дефектов
Условие задачи 2
Определить остаточной прочности трубы с несколькими дефектами, Предварительный срок безопасной эксплуатации трубы с группой дефектов, и срок измерения параметров дефектов.
Таблица 4. Исходные данные
Недостающие данные принять по условию задачи 1 согласно своему варианту.
Указания к решению задачи 2
Методика расчёта принята согласно рекомендациям ВРД 39-1.10-032-2001 [1]. Выражение для оценки остаточной прочности трубы с несколькими дефектами имеет вид:
где Рс - расчётное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, МПа (кгс/см2);
Lдеф.n - длина n-го дефекта, определённая по формуле (3), мм;
13t max.n - максимальная глубина n-го дефекта, мм; n - номер дефекта;
N - число дефектов в дефектной области;