CC BY
0УДК 622.692.4
Карпов Д.А.
магистрант Тюменский индустриальный университет (г. Тюмень, Россия)
ВЕРОЯТНОСТНЫЙ АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ НЕФТИ И ГАЗА
Аннотация: существующие методы оценки надежности трубопроводов учитывают механические характеристики трубы, тип и параметры нагрузки, количество и размер дефектов, а также ряд других факторов, влияющих на работоспособность трубопровода.
Ключевые слова: работоспособность трубопровода, целевой коэффициент охвата, предельный размер дефекта, сварка, отсутствие проплавления.
Как правило, безопасность трубопроводных систем определяется качеством таких систем, которое удовлетворяет определенному ряду условий.
Наиболее важными из этих условий являются:
1. Система должна соответствовать всем нормативным требованиям (по отклонению диаметров, толщине стенки, механическим характеристикам металла трубы и сварного соединения, параметрам нагрузки, количеству и величине дефектов и т.д.). По мере совершенствования диагностических устройств для внутритрубного контроля существуют все больше и больше все больше выявляется противоречий, выходящих за рамки нормативных требований. Следовательно, все нефте- и газопроводы следует рассматривать как потенциально опасные.
2. Участок трубопровода считается безопасным, если размер дефекта обеспечивает заданную работоспособность с заданным коэффициентом
покрытия трубопроводов. При этом расчеты выполняются в соответствии с предписанными процедурами для конкретных условий эксплуатации и условий нагрузки.
Следует отметить, что точное определение остаточного ресурса трубопроводов в определенный период времени методом экспериментальных исследований предсказать практически невозможно. Все характеристики материала, нагрузки, размеры дефектов и т.д. имеют случайный разброс в пределах их дисперсии. Погрешности измерений, технология монтажа, квалификация персонала и другие факторы также влияют на результат. Поэтому более точно говорить о вероятности выхода из строя или восстановлении работоспособности участка трубопровода можно только через определенный промежуток времени [3].
Поскольку надежность трубопровода при наличии конкретных дефектов, выделенных из их совокупности и измеренных в относительных величинах, меньше единицы, надежность участка трубопровода всегда будет меньше надежности трубопровода при наличии конкретного дефекта. В связи с этим при определении надежности таких участков необходимо ориентироваться на параметр, определяющий допустимое (минимальное) значение. Значение может быть рассчитано исходя из допустимого параметра потока отказов X (1000 км в год) и диапазона рассматриваемого участка L.
Такая оценка безопасности позволяет учесть все важнейшие факторы, источники опасности для трубопроводов и нормативные требования при их эксплуатации в полевых условиях, что определяется значением X. Например, средний показатель потока отказов на магистральных нефтепроводах за последние несколько лет достигает значения X = 0,06 отказов в год на 1000 км.
Для примера рассчитаем надежность трубопровода, который обладает следующими техническими характеристиками: наружный диаметр D =1220±4 мм, толщина стенки h = 12±0,5 мм. Механические характеристики металла трубы: предел текучести ^ =390 ± 5 МПа, предельное сопротивление 579 ± 4 МПа, предельное поперечное сжатие 0 = 0,4± 0,04, коэффициент
интенсивности напряжений К^ = 27 ± 5 МПа^О. Расчетное рабочее давление в трубопроводе составляет 5 ± 0,1МПа.
Как правило, на участке происходит до 100 случаев снижения давления в год. Среднее снижение составляет 50 ± 10% от номинального давления. В процессе диагностики на обследованном участке были обнаружены три дефекта:
1. коррозионная яма глубиной ао = 2,5 ± 0,5 мм (теоретический коэффициент концентрации напряжений Ка = 2,7 ± 0,5 [1]),
2. поднутрение глубиной ао=1,4 ± 0,5 мм (теоретический коэффициент концентрации напряжений Ка = 9 ± 1,0 [3]),
3. отсутствие проплавления на глубину ао= 2,5 ± 0,3 мм (теоретический коэффициент концентрации напряжений Ка = 10 ± 1,0.
Необходимо определить надежность участка трубопровода Q sec на 5 лет эксплуатации в условиях циклического воздействия. В результате численного моделирования с учетом рекомендаций, основанных на методике [2], были получены следующие данные: среднее значение = 57 лет, © =33 года, Ц = Ш = - 1,57, = 03,5 =0,94. Надежность всей секции равна: Qsec= 0,48.
Следовательно, вероятность выхода из строя этой секции в течение 5 лет эксплуатации равна 0,52 (52%). Чтобы повысить надежность этого участка, необходимо устранить недостаток проплавления, возникший в процессе сварки.
После его устранения в процессе ремонта надежность участка трубопровода будет равна Qsec= 0,92 (или 92%).
На основе методики оценки безопасности трубопроводов с учетом вероятностного подхода появляется возможность определить надежность трубопроводных систем и эффективность мероприятий, направленных на устранение наиболее опасных дефектов в процессе ремонта. Результаты численных расчетов по существующему подходу должны определять время разрушения, вызванное дефектом. Приведен пример расчета надежности участка трубопровода с дефектами при сроке эксплуатации 5 лет. После устранения дефектов в процессе ремонта, срок службы трубопровода составляет надежность
участка трубопровода составляет 92%.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Попова Н. В. Трубопроводный транспорт: учебное пособие / Н. В. Попова, Д. П. Чернова. - Москва: Наука и техника, 2006. - 157 с. - Текст : непосредственный;
2. Телегин Л. Г. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации га- зонефтепроводов: учебник / Л. Г. Телегин. - Москва: Недра, 2006. - 188 с. -Текст : непосредственный;
3. Шапиро С. А. Управление экологической безопасности: учебное пособие / С. А. Шапиро. - Москва: Издательский центр РХТУ им. Д.И. Менделеева, 2012. - 95 с. - Текст : непосредственный.
Karpov D.A.
Tyumen Industrial University (Tyumen, Russia)
PROBABILISTIC ANALYSIS OF PIPELINE SAFETY
Abstract: existing methods for assessing pipeline reliability take into account the mechanical characteristics of the pipe, the type and parameters of the load, the number and size of defects, as well as a number of other factors affecting the performance of the pipeline.
Keywords: pipeline operability, target coverage coefficient, maximum defect size, welding, no penetration.
