CC BY
75
УДК 622.692.4
К ПРОБЛЕМЕ РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
А.И. САЙФУТДИНОВ, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа Г.Е. КОРОБКОВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: korobkov45@mail.ru
Рассмотрена задача определения остаточного ресурса подводных переходов магистральных нефтепроводов. Выделены две основные причины: коррозионный износ и циклическая усталость металла, определяющие содержание и сроки проведения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту, а также остаточный ресурс подводных трубопроводов. Предложена модель генетического анализа информации в системе прогнозирования технического состояния подводного перехода нефтепровода, в основе которой заложен учет погрешности определения входных параметров и точности самой математической модели, применяемой в расчетах.
Ключевые слова: анализ, износ, коррозия, модель, нефтепровод, параметр, погрешность, ресурс, усталость, эксплуатация.
Обеспечение долговечности подводных переходов (ПП) - наиболее потенциально опасных участков линейной части магистральных нефтепроводов -представляет собой сложную проблему, решение которой снижают повышенные по сравнению с сухопутными участками экологические и материальные риски.
Имеющиеся аналитические исследования эксплуатационных данных показывают, что относительное количество отказов (по отношению к рассматриваемой длине) подводных переходов превышает этот показатель для остальной линейной части магистральных нефтепроводов в 1,3 раза. Установлено, что аварии на подводных переходах, являющиеся в большинстве случаев результатом развития эксплуатационных дефектов, обусловлены воздействием двух групп факторов, связанных, во-первых, со снижением несущей способности трубопроводов и, во-вторых, с увеличением нагрузок и внешних воздействий. Снижение несущей способности нефтепровода происходит вследствие развития дефектов в стенке трубы, в частности различных видов коррозии, а также старения металла под действием циклических нагрузок. Вторую группу составляют нагрузки и внешние воздействия, изменяющие напряженно-деформированное состояние трубопровода. Здесь прежде всего надо отметить оголения и провисы в русловой части. Как показывает опыт эксплуатации, основной причиной нарушения герметичности труб является их коррозионный износ.
Базой для оценки технического состояния и последующего прогнозирования (расчета) остаточного ресурса подводного перехода служат данные внешнего (водолазного) обследования и внутритрубного диагностирования.
В научно-технической литературе опубликован ряд исследований, посвященных процессам коррозионного износа и циклической усталости при эксплуатации линейной части
стальных магистральных нефтепроводов. Результаты исследований позволяют сделать вывод о том, что эти процессы во многом определяют содержание и сроки проведения мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту (ТОР) трубопроводов и их составляющих, в том числе и подводных переходов [1]. В работе [2] предложена модель прогноза технического состояния магистрального трубопровода, которая легла в основу ряда нормативных документов. Эта модель представлена на рис. 1.
В соответствии с приведенной моделью рассматриваются два типа старения металла трубы: коррозионный износ и малоцикловая усталость. Случаи одновременного учета проявления коррозионного износа и малоцикловой усталости не рассматриваются в связи с тем, что малоцикловая усталость проявляется значительно раньше.
Исследуем проблему коррозионного износа объектов линейной части магистрального нефтепровода на примере подводного перехода.
|Рис. 1. Структурная схема прогноза технического состояния трубопровода
1 - прогноз статической прочности в бездефектной зоне;
2 - прогноз статической прочности в зоне с концентратором напряжений;
3 - прогноз малоцикловой усталости в дефектной зоне;
4 - прогноз малоцикловой усталости в предположении о том, что на рассматриваемом участке имеется необнаруженный дефект (трещина).
Прогноз статической прочности в бездефектной зоне может осуществляться как на стадии проектирования трубопровода, так и при обследованиях его технического состояния. По результатам таких мероприятий принимается решение о возможности дальнейшей эксплуатации (в течение расчетного времени) или необходимости проведения ремонтно-восстановительных работ.
Исследователями предложены многочисленные модели (одно- и многофакторные), позволяющие оценивать текущее техническое состояние и рассчитывать остаточный ресурс трубопровода. Главным достоинством любой расчетной математической модели является ее точность. Принято считать, что чем больше влияющих факторов учитывает данная математическая модель, тем обоснованнее результат расчета и выше его точность. Однако при этом не обращают внимания на доступность измерения данного показателя и степень точности его измерения.
Проведем сопоставительный анализ на двух моделях: простейшей и более сложной, учитывающей влияние напряженного состояния и других факторов.
В качестве простейшей математической модели коррозионного износа используем следующее соотношение:
t = , (1)
где t - время допустимой эксплуатации участка трубопровода; - начальная толщина стенки трубопровода; Экр -предельная толщина стенки участка трубопровода, обеспечивающая герметичность трубы; У0 - скорость коррозии ненапряженного элемента.
Примером более сложной модели, позволяющей оценивать влияние напряженного состояния стенки трубы и температуры перекачиваемого продукта, является модель, присутствующая в работах [2, 3]:
у-ст(т)
V = V, • ехр
Я • т (т)
(2)
где V - скорость коррозии напряженного элемента, мм/ год; V0 - скорость коррозии ненапряженного элемента, мм/год; ст - среднее напряжение на контрольном участке, МПа; т - время, год; V - мольный объем металла, для стали равный 7.10-6м3/моль; Я - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж/(моль-К); Т - температура среды по Кельвину, К.
Приведенная модель (2) рекомендуется авторами для прогнозирования коррозионного износа в дефектной зоне, то есть в зоне концентрации напряжений.
По каждой модели проведем анализ на предмет чувствительности к изменениям входной информации. Под анализом чувствительности подразумевается определение реакции модели на отклонения ее входных параметров. Таким образом, анализ чувствительности позволит сделать вывод об относительной важности входных переменных для конкретной модели, что, в свою очередь, позволит выделить ключевые переменные и идентифицировать те, которые можно без ущерба исключить из рассмотрения [4].
В современной науке для описания процессов происхождения, возникновения, становления, развития, метаморфозы и (необязательно) гибели объектов используется термин «генезис». В рамках решаемой проблемы введем термин «информационный генезис», который предполагает
описание и анализ процессов жизненного цикла информации и эволюции ее качества в информационных системах.
В связи с тем что информация - специфический объект, необходима адаптация этого понятия применительно к информационным системам, создаваемым для использования в технических приложениях. В данной работе введем термин «генезис информации о техническом состоянии (ГИТС) объекта», соответствующие трактовки которого и возможные корректировки будут приводиться ниже по тексту.
Предлагается следующая модель ГИТС, или генетического анализа информации, в системе прогнозирования технического состояния трубопровода (подводного перехода):
1) определение первоисточника информации по каждому входному параметру (ВП) на каждом этапе обработки;
2) анализ «маршрута прохождения» информации в информационной системе - последовательности ее преобразований в системе;
3) анализ размерности параметров,
4) анализ погрешности приборов, используемых при получении ВП;
5) анализ достоверности информации по ВП;
6) анализ погрешностей, связанных с каждым узлом маршрута ВП в системе;
7) разработка процедуры «отбраковки» или «восполнения» некачественной информации (в случае необходимости);
8) формирование интегральной оценки погрешности выходной информации;
9) разработка дополнений в регламент обследований технического состояния ПП, связанных с генезисом используемой информации (в случае необходимости);
10) внесений изменений в процедуры генетического анализа информации в информационной системе (в случае необходимости).
Ниже приведена предлагаемая форма заключения по ГИТС, которая включает только «достаточную» информацию (табл. 1).
В поле № 4 «Тип параметра (по способу определения погрешности)» возможны пять взаимоисключающих вариантов:
4.1 константа - определяется в результате научных исследований, например: «универсальная газовая постоянная», «модуль упругости» и т. п. В процессе генетического анализа принимается априори, что погрешность ее измерения равна нулю;
Таблица 1
Форма представления результатов ГИТС
Наименование поля
1 Имя параметра
2 Единица измерения
3 Величина параметра
4 Тип параметра (по способу определения погрешности):
4.1 константа;
4.2 измерение;
4.3 математическая модель;
4.4 статистический анализ;
4.5 экспертная оценка
5 Величина погрешности
Значение
0
5 • 2017
25
4.2 измерение - предполагается, что параметр определяется штатным прибором с указанной в паспортной документации погрешностью измерения;
4.3 математическая модель - предполагается, что исследуемый параметр получен в результате применения известной математической формулы, что позволяет вычислить погрешность результата с использованием «полного дифференциала»;
4.4 статистический анализ - предполагается, что исследуемый параметр получен актуальными методами статистического анализа представительной выборки приемлемого объема с указанием доверительного интервала;
4.5 экспертная оценка - предполагается, что погрешность исследуемого параметра определена с использованием стандартных процедур экспертного оценивания.
Рассмотрим некоторые этапы разработанного генетического анализа на примере предложенной выше модели коррозионного износа (1). Модель содержит параметры ^ 5кр и Уо.
Для анализа чувствительности данной математической модели используем известное выражение полного дифференциала и рекомендации теории погрешностей:
М =
5?
5БГ
• ДБП
5?
дБ,
кр
•ДБ
кр '
5?
• ДVо +0 (дБо; ДБкр; Д^),
дБ=(дио;
допустимой эксплуатации. После преобразований получим:
Д?
ДБо + — ДБкр-
экр
(о )2
Д^п
(4)
Д « —1— о,5 +• о,2 : о,7 о, 49
: 1,22 года.
V
Я-Т М
Таблица 2
Результаты генетического анализа параметров модели и времени допустимой эксплуатации ПП, вычисленного по формуле (1)
(3)
где Д - полная погрешность определения времени допустимой эксплуатации ПП; Д^(^) - погрешность определения входных параметров модели; 0(ДSо; Дбкр; Дуо) - составляющая, имеющая более высокий порядок малости по сравнению с главной (линейной) частью соотношения (3);
Наименование поля Значение
1 Имя параметра So
2 Единица измерения мм
3 Величина параметра 10
4 Тип параметра Статистический анализ
5 Величина погрешности параметра 0,5
1 Имя параметра
2 Единица измерения мм
3 Величина параметра 7
4 Тип параметра Константа
5 Величина погрешности параметра 0
1 Имя параметра
2 Единица измерения мм/год
3 Величина параметра 0,7
4 Тип параметра Статистический анализ
5 Величина погрешности параметра 0,2
- частные погрешности определения времени
В рассматриваемом примере результаты генетического анализа параметров модели и времени допустимой эксплуатации участка трубопровода (?), вычисленного по формуле (1), приводятся в табл. 2.
После подстановки полученных значений £о, Skp, и Уо в выражение (4) получим:
В данном случае предпринята попытка учесть влияние уровня напряжений и температуры на скорость коррозионного износа. Для этого здесь вводится отношение скорости коррозии напряженного элемента (V) к скорости коррозии ненапряженного элемента (^). Если это отношение будет значимо отлично от единицы, то уровень напряжений и температура продукта оказывают влияние на скорость коррозии. Если же влияние отсутствует или пренебрежимо мало (в контексте надежности магистрального трубопроводного транспорта), указанное отношение будет близким к единице, то есть аргумент экспоненты будет близок к нулю.
После подстановки постоянных V и Я с учетом их размерности получим:
: о,842-Ю~6-,
Я-Т
т
Таким образом, величина остаточного ресурса по критерию коррозионного износа в бездефектной зоне, вычисленная по формуле (1), составит:
? = (4,29 ±1,22) года,
то есть относительная погрешность определения времени допустимой эксплуатации составляет около 28%.
Исследуем более сложную модель, предложенную в работе [3], в которой предполагается, что на интенсивность коррозии влияет уровень напряжений в стенке трубы и температура перекачиваемого продукта. Для этого преобразуем ее:
V
— = ехр
где ст измеряется в МПа, Т - в градусах Кельвина.
Интервал возможных значений ст = (о... стТ). где ст - предел текучести металла трубы. Значение ст в реальных условиях имеет порядок 2оо...5оо (в МПа), а Т - порядок 273...3Ю К, тогда выражение в квадратных скобках имеет порядок
V _6
менее 1о-6, поэтому в реальных условиях — = 1± 1о ,
Чо
что свидетельствует о незначительности параметров ст и т.
Таким образом, в расчетах коррозионного износа участков магистральных трубопроводов (в том числе и подводных переходов) по модели (2) скорость коррозии можно считать постоянной, то есть влиянием уровня напряжений и температуры перекачиваемой среды при оценке коррозионного износа можно пренебрегать и в подобных вычислениях рационально использовать простейшую модель (1).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. Техническая эксплуатация подводных переходов трубопроводов. М.: Недра, 2003. 300 с.
2. Набиев Р.Р. Планирование ремонтно-восстановительных работ нефтепроводов с учетом надежности и экологической безопасности: Дис. канд. техн. наук: 05.15.13 / Набиев Р.Р. Уфа, 1998. 136 с.
3.Ибрагимов А.А. Методы прогнозирования долговечности трубопроводов с учетом коррозии и переменных напряжений. Тюмень: ТюмГнГУ, 2011. 76 с.
4.Глаголев М.В. Анализ чувствительности модели // Динамика окружающей среды и глобальные изменения климата, 2012. Т.3. № 3, С. 31-53.
ON THE PROBLEM OF CALCULATION OF RESIDUAL RESOURCE OF DURABLE OPERATED UNDERWATER TRANSITIONS OF MAIN OIL PIPELINES
SAYFUTDINOV A.I., Postgraduate Student of Department of Transport and Storage of Oil and Gas KOROBKOV G.E. Dr. Sci. (Tech.), Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: korobkov45@mail.ru ABSTRACT
The article considers the problem of determining the residual resource of underwater lines. There are two main reasons: the corrosive runout and cyclic fatigue of the metal that are determining the content and timing of maintenance and repair activities as well as the remaining resource of underwater pipelines. There are proposed a model of genetic information analysis in the system of forecasting the technical state of an underwater line. The model takes into account the measure of inaccuracy when determining the input parameters and the accuracy of the mathematical model itself that is used in calculations.
Keywords: analysis, runout, corrosion, model, oil pipeline, parameter, measure of inaccuracy, resource, fatigue, operation. REFERENCES
1.Gumerov A.G., Azmetov KH.A., Gumerov R.S. Tekhnicheskaya ekspluatatsiyapodvodnykhperekhodov truboprovodov [Technical operation of underwater pipeline crossings]. Moscow, Nedra Publ., 2003. 300 p.
2.Nabiyev R.R. Planirovaniye remontno-vosstanovitel'nykh rabotnefteprovodovs uchetom nadezhnostiiekologicheskoy bezopasnosti. Diss. kand. tekh. nauk [Planning of repair and restoration works of oil pipelines taking into account reliability and ecological safety. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 1998. 136 p.
3.IbragimovA.A. Metodyprognozirovaniya dolgovechnosti truboprovodovs uchetom korroziiiperemennykh napryazheniy [Methods for predicting the durability of pipelines taking into account corrosion and variable stresses]. Tyumen, TyumGNGU Publ., 2011. 76 p. 4.Glagolev M.V. Analysis of model sensitivity. Dinamika okruzhayushchey sredy iglobal'nyye izmeneniya klimata, 2012, vol.3, no. 3, pp. 31-53 (In Russian).
