image
energas.ru

Газовая промышленность № 5 2017

Ремонт и диагностика

01.05.2017 11:00 РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ГАЗОПРОВОДОВ С БОЛЬШИМИ СРОКАМИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
В статье рассмотрена работоспособность газопроводов с большими сроками эксплуатации с позиций прочности, анализа механических свойств металла труб и возможности продления срока безопасной эксплуатации исходя из технико-экономических оценок. Введен уточненный критерий прочности, опирающийся на сравнение фактических максимальных напряжений в опасном сечении с реальными характеристиками пределов прочности и текучести. Его применение позволяет в полном объеме использовать результаты диагностических работ по анализу технического состояния. Показаны результаты исследования механических свойств металла труб и отмечено, что стандартные характеристики не меняются в процессе эксплуатации, а возможен рост трещин. Дана методология характерных сроков эксплуатации и приведены технико-экономические оценки работоспособности по показателям надежности, риска и эксплуатационных расходов.
Ключевые слова: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, СРОКИ ЭКСПЛУАТАЦИИ, РАБОТОСПОСОБНОСТЬ, КРИТЕРИЙ ПРОЧНОСТИ.
Открыть PDF


В настоящее время около 53 % магистральных газопроводов (МГ) эксплуатируются более 30 лет, а возраст отдельных газопроводов достигает 50–60 лет.
В технико-экономическом плане, а также исходя из требований федеральных законов для таких газопроводов необходимо сформулировать научно-методические положения и практические рекомендации по оценке работоспособности МГ и прогнозу технического состояния.

Как известно [1], в анализе работоспособности большую роль играют прочностной и ресурсный расчеты, которые выполняются на основе результатов диагностических работ [2]. При анализе работоспособности эксплуатируемых газопроводов имеется значительная база данных о техническом состоянии, а именно: исполнительная документация, результаты обследований посредством внутритрубной дефектоскопии (ВТД) и электрометрии, сертификаты металла труб и сварных соединений, возможные отклонения от проекта, технологические режимы, нагрузки и воздействия и т. п.
По результатам диагностики проводятся расчеты несущей способности, деформативности, трещиностойкости. Полученные значения максимальных напряжений сравнивают с предельными величинами, в качестве которых используют напряжения, указанные в строительных нормах и правилах [3].

Следует отметить, что методология СНиП предназначена для проектируемых конструкций, для которых отсутствует эксплуатационная информация, в связи с чем в отечественных и зарубежных нормативах введен ряд различных условных коэффициентов запаса [3, 4]. Очевидно, что в этой ситуации результаты значительных по объемам диагностических работ в итоге сравниваются с такими условными предельными значениями и тем самым в определенной мере обесцениваются.

Представляется, что для оценки работоспособности обследованных участков газопроводов требуется разработка новых уточненных критериев прочности.

 

Критерий прочности в эксплуатации

В отечественных нормах [3] условие прочности выводят, исходя из критерия наибольших нормальных напряжений:

               1_1_9.png           (1)

где R* – нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное минимальному значению временного сопротивления, в котором введены три условных коэффициента запаса (условий работы m, надежности kH и по материалу k1).

Аналогичные подходы с некоторыми модификациями даны в нормах зарубежных стран, что подробно изложено в работе [4]. Считается, что для магистральных трубопроводов как тонкостенных конструкций в качестве максимального главного напряжения можно принять нормативное кольцевое мембранное напряжение, вычисляемое как функция максимального рабочего давления. Таким образом, на стадии проектирования трубопровода используется определенная система назначения условных коэффициентов. В эксплуатации же – реальный трубопровод, применительно к которому можно определить механические свойства, нагрузки и воздействия, напряженное состояние, наличие дефектов и т. п.
В связи с этим задача оценки прочности трубопровода приобретает бóльшую определенность, и ее конкретное назначение состоит в оценке фактических напряжений в опасных участках и сравнении их с предельным значением. Трубопровод уже спроектирован согласно СНиП с набором коэффициентов запаса прочности, надежности, условий работы. В потенциально опасных участках (локальных для трубопроводов) уровень напряженного состояния выше, и для них оценку прочности следует производить, исходя из реальных условий, сопоставляя максимальные фактические напряжения с предельными значениями для металла труб. Фактические напряжения определяют посредством измерений или расчетным путем, применяя известные методы строительной механики. При этом для эксплуатации предлагается следующий критерий оценки прочности (линейная часть магистральных трубопроводов):

            smax1 ≤ r (sвmin – 3S), (2)

где smax1 – максимальное значение напряжения в опасном сечении трубопровода; r – коэффициент запаса прочности, который принимают равным 0,72, основываясь на многолетней практике эксплуатации трубопроводов; sвmin – минимальное значение временного сопротивления разрыву металла труб по сертификату завода-изготовителя; Ssв – среднеквадратичное отклонение от этого значения, учитывающего разброс величины.

Необходимо отметить, что sвmin является фактическим значением и отличается от нормативного сопротивления R* в бóльшую сторону (sвmin > R*). Среднеквадратичное отклонение характеризует уровень технологии завода – изготовителя труб.

Для трубопроводов компрессорных станций применяют аналогичную формулу:

    smax2 ≤ r(s0,2min – 3Ss0,2),         (3)

где s0,2min – минимальное значение предела текучести по сертификату завода-изготовителя; Ss0,2 – среднеквадратичное отклонение от этого значения.

Выбор критериев (2) и (3) по закону нормального распределения обусловлен тем фактом, что трубы относятся к массовой продукции и к ним применим закон больших чисел. В практическом плане потребуется иметь данные как о минимальных значениях sвmin и s0,2min (указывается в сертификатах на трубы), так и о величинах Ssв и Ss0,2. Статистическая информация о механических и химических свойствах труб имеется на каждом заводе (как по каждой плавке, так и по объему выпускаемой марки труб), поэтому необходимо внести в сертификаты и среднеквадратичные отклонения. Анализ статистических материалов о продукции современных отечественных и зарубежных трубных заводов показывает, что в качестве smax1 может быть принято smax1 = 0,96¸0,98sвmin  и аналогичные величины – для s0,2min.

В потенциально опасных участках, где напряженное состояние выше по сравнению с другими участками и в то же время локально, с одной стороны, а с другой – трубопровод уже спроектирован согласно СНиП со всем набором коэффициентов запаса, оценку прочности целесообразно выполнять по реальной прочности.
В случае если сертификатные данные на обследуемую трубу отсутствуют (утеряны и не могут быть восстановлены), необходимо провести измерения механических свойств – пределов текучести и прочности – неразрушающими методами, например известным косвенным методом определения твердости, и по данным измерений выбрать минимальное значение sв или s0,2 и сравнить их с максимальным напряжением. В этом случае формулы (2) и (3) примут вид:

               smax1 ≤ rsв; smax2 ≤ rs0,2.               (4)

У специалистов по прочности возникает естественный вопрос, по какой теории прочности принимать напряжение smax. Здесь следует заметить, что для большинства практических случаев применительно к линейным участкам можно брать в качестве smax максимальные кольцевые напряжения. В зависимости от вида потенциально опасного участка – гофры, арки, тройниковые соединения и т. д., т. е. от типа напряженного состояния, нужно применять одну из теорий прочности, например критерий Фридмана и его модификации. Подводя итоги данного раздела, необходимо отметить:

  • при разработке критерия прочности трубопроводов в эксплуатации учитывается, что использование условных коэффициентов, введенных в строительных нормах, в процессе эксплуатации не является корректным;

  • для реальной оценки прочности потенциально опасных участков трубопроводов в эксплуатации необходимо фактические напряжения сравнивать с конкретными механическими характеристиками труб, исходя из натурных измерений или сертификатных значений;

  • предложенный критерий прочности основан на опыте исследований и практических оценках работоспособности газопроводов и учитывает условия работы линейной части и технологических трубопроводов. За счет введения статистических характеристик о разбросе механических свойств трубной продукции в критерии учитывается уровень технологии производства труб и тем самым уточняется оценка прочности в конкретных условиях, в том числе для одного класса труб;

  • критерий не противоречит общепринятым подходам к оценке прочности конструкций и устраняет недостатки, обусловленные применением строительных норм к эксплуатируемым объектам и снижающие эффективность диагностических работ.

 

Влияние срока эксплуатации на механические свойства труб

При длительной эксплуатации газопроводов возникает вопрос об изменении свойств металла труб, снижении их прочностных и пластических характеристик. Специалистами института «ЦНИИ­Чермет», авторами работы [5], были проведены детальные эксперименты по исследованию влияния длительной эксплуатации нефтегазопроводных труб на комплекс механических свойств и сопротивление разрушению металла. Результаты испытаний (рис. 1) показали, что прочность, предел текучести и пластичность практически не изменяются при эксплуатации в диапазоне 0–45 лет: стандартные механические свойства – временное сопротивление, предел текучести, относительное удлинение и сужение, – т. е. величины, используемые в расчетах на прочность и деформативность, остаются на уровне ГОСТ.

Аналогичные результаты были получены при исследовании механических свойств газопровода на Крайнем Севере (трубы марки типа 09Г2С диаметром 720 мм и толщиной 9 мм) [1]. В то же время при специальных испытаниях на трещиностойкость наблюдается снижение ударной вязкости на 15–20 % и величины критического раскрытия трещины (метод СОД), что может отразиться на чувствительности стали к концентраторам напряжений (дефекты в виде царапин, задиров, вмятин и т. п.). Указанный фактор необходимо учитывать при оценке сроков безопасной эксплуатации трубопровода с дефектами.

1_1.png 

Оценки остаточного ресурса и сроков безопасной эксплуатации

При определении срока безопасной эксплуатации или оценке остаточного ресурса обследуемых участков газопроводов следует учитывать динамику роста дефектов во времени. В реальных условиях ремонту подлежат участки, имеющие закритические дефекты, например уменьшение толщины стенки на 30 % от исходной, вмятины с трещинами, недопустимую овализацию и т. п. При этом множество неопасных дефектов, как правило, растет. В таблице приводятся основные сведения о росте дефектов для газопроводов большого диаметра, основанные на результатах ВТД.

После 30 лет эксплуатации число закритических дефектов достигает 40 %, а в диапазоне 15–40 % от толщины стенки приближается к 80 %.

1_1_1.png

В связи с этим в методическом плане были разработаны методы оценки срока службы и продления ресурса газопроводов. Принципиальная схема сроков безопасной эксплуатации представлена на рис. 2.

Амортизационный срок службы характеризует период эксплуатации, в течение которого техническое обслуживание осуществляется частично или полностью за счет финансовых амортизационных отчислений, не облагаемых налогом на прибыль. С техническим состоянием или физическим ресурсом труб и конструктивных элементов амортизационный срок службы не связан.

Прогнозирование оптимального амортизационного срока службы должно осуществляться на основе моделей, включающих помимо технических параметров газопроводов и экономической структуры эксплуатационных затрат также более общие экономические факторы, в частности фактор финансового риска эксплуатации МГ по причине нестабильности поставки газа в трубопровод в указанных объемах.

Базовый период эксплуатации представляет собой технически обоснованный срок службы, который определяется фактическим или прогнозируемым техническим состоянием газопровода, а также техническими (приборными) параметрами системы технического обслуживания.

Период эксплуатации по техническому состоянию включает срок эксплуатации, который основан на проведении процедуры продления срока безопасной эксплуатации. Этот период предусматривает комплексную оценку технического состояния. Он может быть охарактеризован как период эксплуатации по фактическому техническому состоянию и составляет 45–60 лет.

По достижении суммарной календарной наработки 55–60 лет газопроводы вступают в завершающий период эксплуатации. Он характеризуется старением основного металла и сварных соединений, что выражается в увеличении, прежде всего, числа дефектов и росте усталостных трещин. В этом случае вероятность наступления предельного состояния по механическим критериям разрушения или по экономическим критериям увеличения эксплуатационных затрат на поддержание работоспособного состояния существенно повышается. Для принятия решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации в завершающий период требуется полное обследование состояния металла труб, сварных соединений, фитингов и запорно-регулирующей арматуры, а также применение нового расчетного критерия.

Схема на рис. 2 содержит информацию об основных периодах эксплуатации газопроводов и проведении оценки ресурса отдельных участков и его продления. Очевидно, что в процессе эксплуатации на газопроводах выполняются работы по техническому обслуживанию и ремонту (ТОиР). Поэтому мероприятия ТОиР и ресурсные оценки взаимодействуют, используя совместные результаты. Например, на участках газопровода с дефектами, где выполнены ремонтные работы, их сроки безопасной эксплуатации определяются с учетом сроков отремонтированного участка (по аналогии с проектом). Соседние участки с допустимыми дефектами обследуются в плановом порядке, и для них осуществляется оценка остаточного ресурса в соответствии с отраслевыми рекомендациями. Также здесь следует упомянуть об экспресс-методе прогнозирования технического состояния участков МГ, основанном на анализе имеющейся технической документации, применении балльных оценок, критериев надежности и факторов опасности. Экспресс-метод позволяет оперативно оценить общее техническое состояние, выполнить прогноз ресурса и составить примерный план объема ремонта без детальных инструментальных обследований. Примеры использования экспресс-метода представлены в [2].

1_1_2.png 

Технико-экономические оценки работоспособности

Целесообразность использования газопроводов с большими сроками эксплуатации определяется исходя из принципа эксплуатации по назначению, который положен в основу управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы, работающей в связанных технологических режимах. К основным факторам следует отнести фактор надежности, технологическую необходимость, скорости развития коррозионных и других дефектов, их количество, объемы ремонтных работ и величины эксплуатационных расходов.

На рис. 3 даны зависимости показателей надежности, риска и эксплуатационных расходов от времени эксплуатации. Функция надежности P(t) (кривая 1) в течение срока эксплуатации не должна быть ниже допускаемых значений 0,85–0,90, как это принято для опасных производственных объектов, к которым относятся МГ. Связанная с ней функция риска R(t) (кривая 2) также не должна достигать опасных величин (международные оценки допустимого риска находятся в пределах 10–5–10–6). Очевидно, что для поддержания технического состояния в этих пределах расходы на эксплуатацию будут возрастать (кривая 3). Предельным временем эксплуатации газопровода в технико-экономическом плане будет значение Т*, после которого функции риска и расходов будут расти по экспоненциальной зависимости. При этом для продления ресурса после достижения Т*
(см. заштрихованную область) нужны дополнительные обоснования. Аналитическую оценку времени безопасной эксплуатации обычно выполняют по результатам определения частоты отказов и принятия пуассоновского потока отказов для функции надежности [1].

1_1_3.png 

Выводы

Рассмотрение в статье новой задачи работоспособности газопроводов с большими сроками эксплуатации позволило сделать следующие выводы:

1) анализ работоспособности выполнен с позиций прочности, исследования поведения механических свойств металла труб и возможности продления сроков безопасной эксплуатации исходя из технико-экономических оценок;

2) предложены уточненный критерий и методика прочностного расчета эксплуатируемых газопроводов, опирающаяся на накопленные базы данных по диагностике и состоянию металла труб, а не на строительные нормативные документы;

3) показано, что стандартные механические свойства металла труб фактически не меняются в течение длительного срока эксплуатации, и специальное внимание при инструментальных обследованиях технического состояния следует уделять анализу трещиностойкости как фактору ускоренного развития трещин;

4) решение о прекращении эксплуатации участков «старых» газопроводов в многониточных коридорах целесообразно принимать исходя из принципа эксплуатации по назначению на основе технико-экономического анализа, а для однониточных газопроводов необходимо выполнять оценку остаточного ресурса и плановые мероприятия по диагностике и ремонту.


1_1_4.png



← Назад к списку