Анализ СТОиТр Литература 18 стр

Анализ состояния технологического оборудования и трубопроводов
Эта статья опубликована в журнале Энергосовет [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
Внедрение системы мониторинга состояния технологического оборудования тепловых сетей, опыт и перспектива использования

Рубрика: [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] Технология: [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] Эффект от внедрения: Объекты внедрения:

А. И. Хейфец, начальник Службы диагностики и электрохимической защиты, Предприятие «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», г. Санкт-Петербург Введение Основной производственной задачей при эксплуатации тепловых сетей является обеспечение надежного, бесперебойного теплоснабжения потребителей с заданными технологическими параметрами. Несмотря на хрестоматийную формулировку, эта задача остается актуальной и окончательно не решенной до сих пор. Реальное состояние тепловых сетей таково, что и в начале XXI в. происходят повреждения, которые сопровождаются не только временным отключением потребителей, но и травмированием людей и материальным ущербом третьим лицам. В г. Санкт-Петербург трубопроводы тепловых сетей подземной прокладки, состоящие на балансе Предприятия «Тепловая сеть», составляют 90% от их общей протяженности, причем только 18% проложены в каналах, а 72% бесканально. Срок эксплуатации трубопроводов, нормативно определенный значением 25 лет, во многих случаях не соответствует их реальному ресурсу. Ускоренная коррозия металла до сих пор является главным препятствием для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации тепловых сетей. Условия коррозионного воздействия на металл в различных зонах залегания тепловых сетей сильно отличаются. В эксплуатационных районах информация о техническом состоянии трубопроводов формируется, главным образом, по результатам регламентных обходов, сведений о расположении смежных подземных коммуникаций, на основании данных о происходивших ранее повреждениях, о типе и состоянии тепловой изоляции, заиливании и подтопляемости каналов и подземных сооружений, исправности дренажной системы, дат предшествующих перекладок и т.п. Однако большая часть тепловых сетей все же остается недоступной для непосредственного осмотра. Для рационального использования трудовых и финансовых ресурсов уже недостаточно руководствоваться такими оценками, как «совсем плохо» или «еще терпимо». Необходимо научиться как можно более точно определять координаты мест коррозионных разрушений металла и минимально необходимые границы производства капитального ремонта для продления остаточного ресурса работы трубопроводов, т.е. времени, в течение которого транспортировка по ним теплоносителя будет проходить без повреждений. Сделать это можно только на основании комплексного учета различных факторов. В течение ряда лет на Предприятии «Тепловая сеть» накапливались данные по повреждениям (иначе: дефектам) на тепловых сетях, выборочно опробовались различные методы технического диагностирования. Расчеты, прогнозы возможных ситуаций в сложном инженерном хозяйстве Предприятия выполнялись и ранее, но необходимость обработки огромных массивов информации, в ряде случаев ее отсутствие, сложность сопоставления различных баз данных, выполненных в разных форматах, приводили к тому, что задача оптимального адресного выбора участков капитального ремонта не всегда решалась правильно. Пришло понимание того, что необходимо создать, поддерживать, развивать и наращивать мониторинг - комплексную систему наблюдений, оценки и прогноза состояния тепловых сетей. Реализации такого замысла способствовало и появление соответствующих технических и программных средств. На электронную карту г. Санкт-Петербург нанесены теплотрассы, принадлежащие Предприятию. На эту же карту в разных слоях наносится различная информация: градация трубопроводов по сроку эксплуатации; участки, обследованные различными методами диагностики; участки проведенных коррозионных обследований; зоны защиты действующих установок электрохимической защиты (ЭХЗ); участки теплотрасс в ППУ изоляции с системой ОДК и т.п.
 Методы, используемые для мониторинга состояния  тепловых сетей В настоящее время мы не располагаем единым методом неразрушающего контроля металла трубопроводов, который бы сочетал в себе одновременно простоту и широкий диапазон применения на тепловых сетях, высокую эффективность и достоверность результатов. В связи с этим на Предприятии используются несколько видов технической диагностики. Их достоверность проверяется путем визуально-измерительного контроля и выборочной ультразвуковой толщинометрии при реконструкции, плановых и внеплановых шурфовках на участках, где уже была проведена диагностика
Метод акустической эмиссии достаточно известен. Он основан на принципе генерации (иначе: эмиссии) акустических сигналов в местах нарушения структуры металла при резком повышении давления рабочей среды. Метод нашел широкое применение при диагностике состояния энергетических агрегатов, в том числе корпусов ядерных реакторов. Как показал опыт практического применения, для обследования участка тепловой сети нужна тщательная подготовка рабочего места (рис. 1). Датчики устанавливаются на трубопроводе продольно по длине участка (рис. 2), расстояние между соседними датчиками должно быть около 20 м. Металл необходимо тщательно зачищать до зеркального блеска «пятнами» диаметром около 7 см на тех местах трубопровода, где нет неровностей. Для проведения исследования (замера) давление теплоносителя необходимо поднять на 10% от эксплуатационного значения и затем в течение 10 мин. производить запись акустических сигналов. После компьютерной обработки полученной информации в отчете представляются координаты дефектов в металле с указанием степени их опасности (от 1 до 4 класса). Один комплект аппаратуры включает в себя 16 датчиков. Это значит, что при одном подъеме давления можно продиагностировать около 300 м трубопровода. В полупроходном канале условия производства работ таковы, что для подготовки поверхности трубопровода к диагностике необходимо частично вскрывать участок теплотрассы. Кроме того, для обеспечения подъема давления теплоносителя нужна предварительная организационная работа по координации действий с теплоисточником. Метод акустической эмиссии имеет несколько особенностей:
при проведении диагностики в несколько этапов можно в каждом последующем эксперименте переходить только к более высоким значениям давления теплоносителя;
при более высоких значениях давления источники акустической эмиссии (дефекты), выявленные ранее как неопасные, могут соответствовать более высокому классу;
для возобновления диагностики при более низком давлении на участке, где уже проводился эксперимент, металл трубопровода должен длительно «отдыхать».
Учитывая трудоемкость подготовительных работ для обследования данным методом подземного трубопровода, более целесообразным представляется его применение только на участках надземной прокладки. Если понимать под эффективностью соотношение полученного результата и затраченных усилий, эффективность метода можно условно оценить как среднюю. Достоверность результатов при диагностике участков тепловых сетей оказалась, по нашей оценке, на уровне 90%.
Другим методом диагностики трубопроводов тепловых сетей, применяемым на Предприятии, является метод ультразвукового сканирования Wavemaker, разработанный в Великобритании для обследования магистральных нефтепроводов. Особенность метода состоит в том, что он может быть применим как на заполненных рабочей средой трубопроводах, так и на трубопроводах без заполнения, т.к. для возбуждения акустических колебаний используется автономный генератор. Поскольку C, в(температура поверхности металла не должна превышать 50 отопительном сезоне можно диагностировать только отключенные участки. Для диагностики трубопровода необходимо удалить изоляционное покрытие по всей окружности шириной от 50 до 80 см в зависимости от диаметра, тщательная зачистка металла не требуется. На это место накладывается надувное кольцо с преобразователями (рис. 3).
Спиральная акустическая волна распространяется в обе стороны от кольца и по ее отражению от неоднородностей можно судить об изменении площади поперечного сечения металла. Выявляются места с изменением площади на 5% и более от номинальной. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, ее затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра. Наше Предприятие было первым, которое стало использовать этот метод для проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей. Диапазон действия реально составляет около 15 м в каждую сторону от кольца, через компенсаторы и арматуру волна не проходит. Таким образом, при подземной прокладке целесообразно использовать метод Wavemaker только для диагностики участков трубопроводов, прилегающих к тепловым камерам и в их простенках, а также при плановых и внеплановых шурфовках.
Самым большим достоинством метода является сравнительная быстрота получения результата диагностики, что в ряде случаев делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте производства ремонтных работ. Однако следует отметить, что применение данного метода на тепловых сетях требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, кроме того, при этом возникает необходимость восстановления нарушенной изоляции. Результаты диагностики представляются в таблично-графической форме в отчете, где указаны координаты мест расположения дефектов с точностью до сантиметра и категория их опасности. Учитывая соотношение результата и затрат, для линейной части трубопроводов метод следует признать малоэффективным. Что же касается достоверности, то она, по нашим оценкам, составила около 90%.
Еще один применяемый на Предприятии способ диагностики - это акусто-эмиссионный метод (рис. 4), разработанный НПК «Вектор» (г. Москва). При движении теплоносителя по трубопроводу всегда имеют место пульсации давления различной частоты. Коррозионный дефект в виде утонения стенки трубы является своеобразной мембраной с собственной частотой колебаний. При близком значении частот возникают резонансные колебания, которые распространяются по металлу трубы и воде. Подготовительная работа заключается в размещении в точках доступа (тепловые камеры, смотровые колодцы, подвалы домов) по концам диагностируемого участка виброакустических датчиков, сигналы от которых записываются на магнитный носитель.
Таким образом, нужен доступ к трубопроводу по обоим концам участка, нужны зачищенные «пятна» металла на трубопроводе размером около 10Ч10 см. Запись сигналов длится 2 мин. Затем акустические записи обрабатываются на ПК с использованием специально разработанного пакета прикладных программ. Однако у данного метода есть некоторые ограничения. Применять его можно только во время отопительного сезона, т.к. обязательно наличие тока воды и давление не менее 2,5 кгс/см2. Кроме того, длина диагностируемого участка должна быть от 40 до 150 м. Не должно быть сильных внешних шумов. Метод не опробован для трубопроводов в ППУ изоляции. При этом достоинством данного метода является то, что он дает практическую возможность непрерывно по всей длине диагностировать сразу оба трубопровода на большие расстояния по теплотрассе, определяет не только координаты коррозионных повреждений, но и величину утонения металла, позволяет обнаруживать течи.
В отчетах в наглядной форме представлена информация об участках с докритическим и критическим утонением стенок (рис. 5). Эффективность метода можно считать высокой, т.к. без нарушения технологического режима, без вскрытия трубопроводов тепловых сетей, при небольших объемах подготовительных работ получены десятки километров продиагностированных участков. Однако к полученным результатам следует относиться осторожно. Анализ данных, полученных при обследовании и при последующем вскрытии теплотрасс, подтвердил, что лучше выявляются протяженные коррозионные участки, а для обнаружения локальных язвенных дефектов в металле этот метод малопригоден. Строго говоря, с помощью метода, разработанного НПК «Вектор», выявляются места механических перенапряжений конструкции трубопровода, которые в ряде случаев могут быть обусловлены не утонением стенки трубы, а другими факторами, например, разрушением скользящих опор, температурными деформациями и т.п. В итоге достоверность результатов оказалась на уровне 40%.
В качестве важной информационной составляющей мониторинга рассматриваются нами результаты коррозионных обследований зон залегания тепловых сетей. Эта работа позволяет не только оценить коррозионную опасность на наружных поверхностях трубопроводов, но и определить территориальное расположение источников вредного по отношению к тепловым сетям электрохимического влияния. Также при коррозионных обследованиях оценивается эффективность действия существующей системы ЭХЗ, а при использовании методов математического моделирования определяется оптимальное расположение и конфигурация контуров анодного заземления для строительства установок ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей после реконструкции.
 Тепловая аэросъемка и фотосъемка сопровождения тепловых сетей Предприятия проводятся два раза в год в те узкие временные интервалы, когда совпадают технологические и погодные условия. Отчетные материалы представляются в виде каталога температурных аномалий, в котором в удобной для сравнения форме приводятся фрагменты карты расположения тепловых сетей, съемки в оптическом и инфракрасном диапазонах волн. Кроме того, расшифровываются также тепловые карты (рис. 6), по которым можно достаточно точно определить температуру в разных точках поверхности. Персонал эксплуатационных районов оперативно производит внеплановые обходы тепловых сетей в доступных для осмотра местах выявленных температурных аномалий, в некоторых случаях проводятся внеплановые шурфовки.


 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
  Систематическая тепловая аэросъемка стала важной частью мониторинга, позволяющая не только определить места разрушения изоляции и разгерметизации трубопроводов, но и отслеживать развитие во времени такого рода изменений. Однако никаких данных о существовании зависимости между скоростью коррозии стального трубопровода под слоем земли и температурой на поверхности не получено.
При каждом повреждении на тепловых сетях инженеры эксплуатационных районов заполняют Акт на осмотр дефектов установленной формы. Этот документ включает в себя 138 позиций и позволяет максимально подробно характеризовать место, вид повреждения, тип изоляции, обстоятельства обнаружения, наличие ЭХЗ, смежных инженерных коммуникаций, покровный слой и т.д. При повреждениях на трубопроводах диаметром 500 мм и более, а также со сроком эксплуатации 10 лет и менее на место производства ремонтных работ выезжают специалисты Службы диагностики и электрохимической защиты. Проводится тщательный визуально-измерительный контроль металла в месте повреждения, измерение электрического потенциала трубопровода относительно земли, отбор грунта для химического анализа, ультразвуковая толщинометрия участков, непосредственно примыкающих к демонтированной трубе. В ряде случаев оперативно на месте решается вопрос о расширении границ производства работ. По результатам обследования составляется Акт-заключение по утвержденной форме, к которому прилагаются цифровые фотографии коррозионных повреждений трубопровода, технического состояния неподвижных и скользящих опор, дренажной системы, смежных инженерных коммуникаций. Эти данные архивируются и являются важной составляющей мониторинга состояния тепловых сетей.
О перспективах Ввод паспортной информации о трубопроводах, а также информации, полученной в результате обследований дефектов, диагностики, коррозионных измерений, выполняется по определенному алгоритму в электронную схему тепловой сети. В нашем случае система мониторинга - это, по существу, программная оболочка на основе цифровой пространственной модели, позволяющая работать с информацией по всем базам данных, относящимся к тепловой сети, и представлять ее в виде, удобном для просмотра и восприятия. Рабочее название этой системы - ИАС ОЭРТ, т.е. информационно-аналитическая система оценки эксплуатационного ресурса трубопровода. В настоящее время развитие системы мониторинга находится на этапе накопления информации, но тем не менее система уже сейчас позволяет рационально составлять программы, как реконструкции, так и выборочного капитального ремонта с целью продления ресурса трубопровода до его вывода в реконструкцию. Специалисты Предприятия анализируют статистику по повреждаемости с учетом не только ее удельного значения, но и динамики возрастания числа дефектов. На выявленных таким образом ненадежных участках проводится диагностика теми методами, которые наиболее подходят по условиям производства работ и дают пригодный для практических целей результат. Затем проводится сравнение «кандидатов» на первоочередное включение в планы реконструкции и выборочного капитального ремонта. При этом используется ряд критериев, например, технологическая значимость, наличие смежных коммуникаций, потенциальный материальный ущерб и т.п., которым специалисты Предприятия экспертным путем присвоили количественные оценки. По несложным формулам рассчитывается суммарный критерий состояния участка. Такой подход позволяет формализовать выбор очередности участков тепловых сетей при составлении планов реконструкции и капитального ремонта. В настоящее время аналитическая часть системы мониторинга еще не готова к работе в автоматическом режиме. Для реализации аналитической части нужно, во-первых, ввести большие массивы информации для учета максимального числа факторов, характеризующих тепловые сети, и, во-вторых, подготовить и отладить соответствующее программное обеспечение. Это - перспектива! Для развития ИАС ОЭРТ принципиальных препятствий нет, нужны только затраты рабочего времени специалистов. План реконструкции и капитального ремонта тепловых сетей на 2007 г. был составлен и выполнен с использованием информации, уже имеющейся в ИАС ОЭРТ. Для проверки эффективности такой методики планирования было проведено сравнение данных по недоотпуску тепла потребителям за равные интервалы времени с начала предыдущего и нынешнего отопительных сезонов. Результат получился обнадеживающим: недоотпуск тепла значительно уменьшился. Заключение Опыт использования на Предприятии системы мониторинга состояния тепловых сетей еще непродолжителен, потребуется значительное время для выявления закономерностей и тенденций, определяющих оптимальный выбор мероприятий для повышения надежности теплоснабжения в рамках выделенного для этих целей финансирования. Уже сейчас для нас очевидно, что нельзя ограничиваться формальным «перетасовыванием» статистических данных по повреждаемости или полагаться на какой-то один «чудодейственный» метод диагностики. Более продуктивным представляется одновременное сочетание уже опробованных методов диагностики трубопроводов с активным поиском не только новых способов неразрушающего контроля, но и алгоритмов обработки полученной информации.
Повышение безопасности эксплуатации трубопроводов сероводородсодержащих месторождений
Автореферат
200 руб.
Начало формы

Конец формы
Диссертация
500 руб.
Начало формы

Конец формы
Артикул: 337090
Год: 
2008
Автор: 
Кушнаренко, Елена Владимировна
Тема диссертации: 
Повышение безопасности эксплуатации трубопроводов сероводородсодержащих месторождений
Ученая cтепень: 
кандидат технических наук
Место защиты диссертации: 
Оренбург
Код cпециальности ВАК: 
05.26.03
Специальность: 
Горное дело -- Разработка нефтяных месторождений -- Транспортирование нефти на промыслах -- Промысловые нефтепроводы -- Техническая диагностика
Ключевые слова: 
трубопроводы сероводородсодержащих месторождений
Количество cтраниц: 
158
Обратите внимание, представленные ниже научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов доставляемых из РГБ подобных ошибок нет.
Оглавление: 
1 Проблемы эксплуатационной надежности трубопроводных систем 1.1 Особенности эксплуатации соединительных трубопроводов ОНГКМ, как источника опасности при возникновении ЧС 1.2 Анализ отказов и повреждаемости металла труб и запорной арматуры при длительной эксплуатации трубопроводов 1.3 Методы оценки технического состояния и интенсивности отказов трубопроводов 2 Разработка методик оценки способов обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов 2.1 Методика и оборудование входного контроля труб и деталей трубопроводов 2.2 Методика гидроиспытаний изделий сероводородсодержащеи средой 2.3 Гидроиспытания коррозионной средой запорной арматуры 2.4 Гидроиспытания коррозионной средой труб с покрытием 2.5 Оценка эффективности ингибиторов 3 Оценка работоспособности дефектных участков трубопроводов 3.1 Определение дефектности трубопроводов 3.2 Оценка потенциальной опасности водородных расслоений 3.3 Оценка предельных характеристик труб с дефектами 4 Балльная оценка факторов влияния состояния трубопроводов ОНГКМ на интенсивность их отказов 4.1 Обоснование и выбор факторов влияния состояния трубопровода 4.2 Балльная оценка факторов влияния состояния соединительных трубопроводов на интенсивность отказов 4.3 Построение зависимостей интенсивности отказов трубопроводов от факторов влияния
Введение: 
ВВЕДЕНИЕ Обеспечение бесперебойной поставки углеводородной продукции потребителям объективно связано с широким использованием трубопроводного транспорта. Трубопровод специфическое сооружение, которое имеет протяженность в десятки и сотни километров, а основная часть его участков значительно удалена от мест дислокации служб, обеспечивающих его надежную и безопасную эксплуатацию. Учитывая, что трассы трубопроводов проходят вблизи густонаселенных пунктов, пересекают естественные, искусственные преграды и водные артерии, уровень техногенных рисков существенно повышается. Для Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) эта проблема усугубляется высоким содержанием сероводорода в транспортируемом сырье и значительным, более 30 лет, сроком эксплуатации.
С этих позиций проблема снижения риска эксплуатации трубопроводов сероводородсодержащих месторождений особенно актуальна. На ОНГКМ при решении задач управления техногенными рисками, обеспечения безопасности населения и защиты окружающей среды должны учитывать особенности условий эксплуатации и обустройства месторождения. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение с содержанием сероводорода до 6%, находится в непрерывной промышленной эксплуатации с 1974 года. Его освоение происходило впервые в России, при отсутствии нормативной базы по обеспечению безопасной эксплуатации подобных объектов. По трубопроводам на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) поступает сырье, подготовленное к внутрипромысловому транспорту, но неочищенное от кислых компонентов. На начальном этапе эксплуатации промысла обеспечивалась степень осушки газа до относительной влажности менее 60%. В настоящее время месторождение вступило в стадию падающей добычи при 100% влажности.
За более чем 25-летний период непрерывной работы ОНГКМ накоплен значительный опыт эксплуатации месторождения. Весомый вклад в решение теоретических и практических задач освоения и эксплуатации уникального ОНГКМ внесли ученые Вышеславцев Ю.Ф., Гендель Г.Л., Гриценко А.И., Иванов СИ., Швец В.А. и др. Особенности и методы обеспечения надежности трубопроводов, транспортирующих коррозионные среды, отражены в работах Абдуллина И.Г., Антонова В.Г., Бугая Д.Е., Гареева А.Г., Гафарова Н.А., Головина СВ., Гумерова А.Г., Гутмана Э.М., Есиева Т.С, Иванцова О.М., Макаренко В.Д., Митрофанова А.В., Перунова Б.В., Стеклова О.И. и др.
Разработка методик оценки коррозионно-механических свойств металла труб и деталей трубопроводов и совершенствование методов обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов являются актуальной проблемой обеспечения работоспособности стальных трубопроводных систем, имеющей важное значение для экономики.
Цель работы - обеспечение безопасности эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие нефтегазовые среды, за счет проведения входного контроля труб и деталей, применения эффективных противокоррозионных мер и использования при планировании ремонта трубопроводов балльной оценки факторов влияния их технического состояния на интенсивность отказов.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: 1 Анализ проблем эксплуатации и причин отказов соединительных трубопроводов ОНГКМ. 2 Разработка методов оценки способов повышения безопасной эксплуатации трубопроводов при воздействии сероводородсодержащих сред.
3 Разработка системы балльной оценки факторов влияния технического состояния трубопроводов ОНГКМ на интенсивность их отказов.
Научная новизна 1 Предложены режимы гидроиспытаний изделий сероводородсодержащей средой, позволяющие оценить потенциальную опасность дефектов и эффективность противокоррозионных мер для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов. Доказана необходимость ограничения твердости деталей трубопроводов из стали 20 до 170 НВ для предотвращения их отказов.
2 Оценена потенциальная опасность водородных расслоений, расположенных в металле труб вблизи сварных соединений. Получена зависимость разрушающего давления в водородном расслоении от его площади, и установлено, что сопротивление металла сварных соединений развитию водородных расслоений значительно выше, чем основного металла труб. Уточнена потенциальная опасность нетрещиноподобных дефектов типа утонения стенки труб, контактирующих с сероводородсодержащими нефтегазовыми средами.
3 Разработана система балльной оценки факторов влияния технического состояния трубопроводов ОНГКМ, и представлены зависимости интенсивности отказов трубопроводов от факторов влияния, позволяющие обосновать объемы и сроки проведения ремонта дефектных участков трубопроводов при обеспечении необходимого уровня их безопасной эксплуатации.
Практическая ценность. Разработаны и внедрены установки для определения сопротивления материалов труб и арматуры воздействию сероводородсодержащих сред и оценки эффективности противокоррозионных мер. Основные положения метода испытаний изделий коррозионной средой вошли в СТО Газпром 2-5.1-148-2007 «Методы испытаний сталей и сварных соединений на коррозионное растрескивание под напряжением», а также используются в Оренбургском государственном университете студентами при выполнении лабораторных работ по дисциплине «Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии» по специальности №240801 «Машины и аппараты химических производств».
Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на следующих Международных научно-технических конференциях: «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (Оренбург, 2004 и 2006гг.); «Прочность и разрушение материалов и конструкций» (Оренбург, 2004 и 2008гг.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 печатных трудов, в том числе 2 работы в ведущих рецензируемых журналах из перечня ВАК и патент на изобретение.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 121 наименования. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, включает 42 рисунка, 42 таблицы и приложения.
Автор благодарит за помощь в проведении экспериментов и ценные советы при подготовке печатных материалов Чиркова Ю.А., Щепинова Д.Н., Узякова Р.Н, Иишеева М.Р., Печеркина В.В.
Заключение: 
На основании вышеизложенных результатов исследования и их обсуждений сделаны следующие выводы: 1 Анализ опыта более чем 25-летней эксплуатации соединительных трубопроводов ОНГКМ показал, что основными причинами отказов являются: сероводородная коррозия и водородное расслоение металла труб; сероводородное растрескивание деталей трубопроводов и охрупчивание уплотнительных элементов запорной арматуры.
2 Анализ результатов входного контроля, проведенного за последние 3 года по разработанной методике, определяющей порядок, объем и виды контроля изделий, планируемых для работы в условиях воздействия сероводородсодержащих сред, позволил установить основные причины отбраковки: труб - отклонение геометрических размеров; деталей трубопроводов - повышенная твердость металла; арматуры - несоответствие сертификата на арматуру и твердости металла требованиям НД. 3 Разработан метод гидроиспытаний изделий коррозионной средой, позволяющий определить работоспособность труб и запорной арматуры при воздействии сероводородсодержащих сред и оценить эффективность противокоррозионных мер. Доказана необходимость ограничения твёрдости до 170НВ деталей трубопроводов из стали 20 для предотвращения их отказов.
Создана база данных современных ингибиторов, рекомендуемых для защиты трубопроводов ОНГКМ и обеспечения их безопасной эксплуатации.
4 Получена новая зависимость разрушающего давления в водородном расслоении от его площади и установлено, что сопротивление металла сварных соединений развитию водородных расслоений значительно выше, чем основного металла труб. Уточнена потенциальная опасность нетрещиноподобных дефектов металла труб. Разработана компьютерная программа, позволяющая получить графическое представление параметров дефектов и определить остаточный ресурс трубопровода.
5 Предложенная система балльной оценки факторов влияния технического состояния трубопроводов ОНГКМ и представленные зависимости интенсивности отказов трубопроводов от факторов влияния позволяют обосновать объемы и сроки проведения ремонта дефектных участков трубопроводов при обеспечении необходимого уровня их безопасной эксплуатации.
6 Обоснованность и практическую ценность выводов исследования подтверждают включение основных положений методики испытаний изделий коррозионной средой в нормативный документ СТО Газпром 2-5.1-148-2007 «Методы испытаний сталей и сварных соединений на коррозионное растрескивание под напряжением» и использование лабораторных установок и регламентов испытаний при определении сопротивления материалов труб и арматуры воздействию сероводородсодержащих сред и оценке эффективности противокоррозионных мер, а также использование в Оренбургском государственном университете студентами при выполнении лабораторных работ по дисциплине «Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии» по специальности №240801 «Машины и аппараты химических производств».
Список литературы: 
1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. - Уфа: Гилем. - 1997. - 176 с. 2. Альбом рабочих чертежей соединительных деталей трубопроводов объектов обустройства Оренбургского ГКМ - Донецк: ОАО «ЮЖНИИГИПРОГАЗ». 1995. - 244с. 3. Алексеев В.И., Киселев О.А., Левшина И.В. Роль высокого давления водорода в явлении сероводородного коррозионного растрескивания // Физико-химическая механика материалов. - 1990. - №2. - С 33-36. 4. Антонов В.Г., Афанасьев В.П. Применение отечественных труб на объектах добычи, транспорта и переработки сероводородсодержащего газа // Материалы заседания секции НТС. - М.: ИРЦ Газпром. - 1994. - .65-70. 5. Антонов В.Г., Арабей А.Б., Воронин В.Н., и др. Коррозионное растрескивание под напряжением труб магистральных трубопроводов. Атлас. - М.: Наука. 2006. - 105с. 6. Анучкин М.П., Горицкий В.М., Мирошниченко Б.С. Трубы для магистральных трубопроводов. - М.: Недра. 1986. - 228 с. 7. Барышов Н. Оценка поврежденности, несущей способности и продление ресурса технологического оборудования. Модели. Критерии. Методы. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2007. - 287 с. 8. Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. - М.: Высш. шк. 2006. - 279 с. 9. Бородавкин П.П., Синюкова A.M. Прочность магистральных трубопроводов. - М.: Недра. 1984. - 245 с. 10. Винокуров В.А., Куркин А., Николаев Г.А. Сварные конструкции. Механика разрушения и критерии работоспособности. - М.: Машиностроение. 1996. - 576 с. 11. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. - М.: Миннефтегазстрой. - 1989. - 216 с. 12. BCH 012-88 часть 1. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. М.: ВНИИСТ. 1989. 104с. 13. ВСН 51-1-97. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов. - М.: РАО "Газпром". - 1997. 96 с. 14. ВСН 39-1.10-009-2002. Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов. - М.: ООО ВНИИГАЗ. 2002. 11с. 15. Гареев А.Г., Абдуллин И.Г. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов // Нефть и газ: Межвуз. сб. научн.ст. - Уфа: УГНТУ. 1997. - Вып.1. - 163-165. 16. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. - М.: Недра.-1998.-437 с. 17. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. Определение характеристик надежности и технического состояния оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр". 2001. - 239 с. 18. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н., Чирков Ю.А. Анализ отказов оборудования и трубопроводов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения // Защита металлов. 2003. Т. 39. -№3.-С. 328-331. 19. Гафаров НА., Кушнаренко В.М., Бугай Д.Е., Гончаров А.А., Чирков Ю.А. и др. Ингибиторы коррозии // Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования. - М.: Химия. 2002. - Т.2. - 367 с. 20. Гендель Г.Л., Михайленко А., Клейменов А.В. Основные положения стратегии в области промышленной безопасности // Безопасность жизнедеятельности. 2006. - №8. - 2-5. 21. ГОСТ 11.007-75. Правила определения оценок и доверительных границ для параметров распределения Вейбулла. 22. ГОСТ 2.601-2006. Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы. 23. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение. 24. ГОСТ 9454-78. Металлы. Методы испытаний на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах. 25. ГОСТ 6996-66. Соединения сварные. Методы определения механических свойств. 26. ГОСТ 9013-59. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Роквеллу. Шкалы А, В, 27. ГОСТ 9.502-82. Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний. 28. ГОСТ 9.908-85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости. 29. ГОСТ Р 52330-2005. Контроль неразрушающий. Контроль напряженно- деформированного состояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования. Госстандарт России, ТК-132 «Техническая диагностика» Москва. 2005г. 30. ГОСТ 9.506-87. Ингибиторы коррозии металлов в водонефтяных средах. Методы определения защитной способности. 31. Гриценко А.И., Харионовский В.В., Курганова И.Н. и др. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. - М.: ВНИИГАЗ. 1996. - 20 с. 32. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С, Гумеров К.М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2003. - 310 с. 33. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С, Ямалеев К.М., Росляков А.В. Старение труб нефтепроводов. - М.: Недра. 1995. - 218 с. 34. Гумеров А.Г., Ямалеев К.М., Гумеров Р.С, Азметов Х.А., Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта / Под ред. А.Г. Гумерова. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 1998. -252 с. 35. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман Л.Е. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. - М.: Недра. 1988.-200 с. 36. Дедешко В.Н. Техническое состояние магистральных трубопроводов РАО «Газпром» и организация работ по внутритрубной диагностике. Сочи: «Диагностика 98». 1998. - 5-31. 37. Димов Л.А. Методика оценки опасности дефектов для магистральных трубопроводов // Газовая промышленность. - 2000. - №3. - С 45-48. 38. Егоров А.Ф., Савицкая Т.В. Управление безопасностью химических производств на основе новых информационных технологий. - М.: Химия. Колос. 2004.-416с. 39. Еремин М.Н. Анализ причин аварий на нефтегазопроводах Оренбургской области.: Тезисы докладов на Российской научно-практической конференции «Природопользование-98». - Оренбург: ОГУ. - 1998. - 207-208. 40. Ерофеев СВ., Шарафиев Р.Г., Кускильдин Р.А. Промышленная безопасность: опыт, проблемы и перспективы эксплуатации нефтегазопроводов. - Челябинск: ЦНТИ. 2005. - 448с. 41. Есиев Т.С. Особенности механизмов повреждаемости магистральных нефте- и газопроводов // Транспорт и подземное хранение газа. - 2001. - №5. -С. 16-24. 42. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. Теория, методы расчета, проектирования. - М.: Недра. - 1992. -271с. 43. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах. - М.: ГУП «Нефть и газ» РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина. 2000. - 216 с. 44. Зорин Е.Е., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Шибнев А.В. Работоспособность трубопроводов: в 3-х ч. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр". 2000. - 4.1. Расчетная и эксплуатационная надежность. - 244 с. 45. Иванов СИ., Швец А.В., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр". 2006. - 215 с. 46. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов. - М.: ОАО «Газпром». 2006. - 100 с. 47. Киченко СБ, Киченко А.Б., Кушнаренко Е.В. Методы планирования обследований промышленного оборудования // Вестник Оренбургского государственного университета. 2005. № 12. - 65-69. 48. Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А. Оценка изменений механических характеристик металла длительно эксплуатируемых трубопроводов, работающих в различных условиях прокладки // Транспорт и подземное хранение газа. - 2002. - №6. - 27-33. 49. Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А., Кушнаренко Е.В. Методы определения свойств и повреждаемости металла трубопроводов для оценки их безопасной эксплуатации // Нефтепромысловое дело. - 2007. № 12. - 90-92. 50. Литвинов И.Е., Аликин В.Н. Оценка показателей надежности магистральных трубопроводов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр». 2003. -167с. 51. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. - М.: ИЦ "ЕЛИМА". 2004. - 1104 с. 52. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. - М.: Недра. 1990. - 246 с. 53. Макаренко В.Д., Ковенский И.М., Прохоров Н.Н. и др. Коррозийная стойкость сварных металлоконструкций нефтегазовых объектов. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр". 2000. - 500 с. 54. Малов Е.А. О состоянии аварийности на магистральных и промыс-ловых трубопроводах нефтяной и газовой промышленности // Тез. семинара. 23-24 мая 1996 г. - М.: Центральный Российский дом знаний. - 3-4. 55. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. 1988. - Серия ХМ-1. - 38 с. 56. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. - М.: НТП «Трубопровод». 1995. - 86 с. 57. Методика определения максимальных сроков ремонта обнаруженных внутритрубными дефектоскопами дефектов. - М.: ЗАО «Нефтегазкомплектсервис». - 2001. - 32 с. 58. Методика определения опасности дефектов геометрии труб по данным обследования внутритрубными профилемерами. - М.: АК «Транснефть». 1994. - 20 с. 59. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами. - М.: ЗАО «Нефтегазкомплектсервис». - 2001. - 32 с. 60. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств. - Волгоград: ВНИКТИ нефтехимоборудование. 1992.-32 с. 61. Методика оценки сроков службы газопроводов. - М.: ИРЦ Газпром. 1997.-84 с. 62. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. - М.: НИИХИММАШ. - 1993. - 90 с. 63. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии. - М.: МИНТОПЭНЕРГО. 1993. -88 с. 64. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. - М.: ГУП НТЦ Промбезопасность ГГТН России. - 2002. - 118 с. 65. Методические рекомендации по определению потенциальной опасности дефектов трубопроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии / ООО «Оренбурггазпром». - 2002. - 32 с. 66. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. РД 51-4.2.-003-97. - М.: ВНИИГАЗ. 1997. - 125с. 67. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ. 1984. - № 3 . - 14-20. 68. Митрофанов А.В. Методы управления состоянием технологического оборудования по критериям вероятности и риска отказа. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2007. - 380 с. 69. Мурзаханов Г.Х. Диагностика технического состояния и оценка остаточного ресурса магистральных трубопроводов / Под ред. А.И. Владимирова, В.Я. Кершенбаума: Учебное пособие. - М.: Национальный институт нефти и газа. 2005. - 72 с. 70. Остаточные напряжения в металлах и металлических конструкциях. Сборник статей под ред. В.Р. Осгуда: - М.: Иностранной литературы. 1957. -395 с. 71. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. НТЦ «Промышленная безопасность». Госгортехнадзор. № 56 от 05.06.2003 г .-305 с. 72. Пат. №2219520 РФ, МПК 7 G 01 N 3/08 . Установка для испытания материалов на длительную прочность / Чирков А.Н., Чирков Ю.А., Кушнаренко Е.В., Овчинников П.А. Опубл. 20.12.2003. Бюл. №35. 73. Перунов Б.В., Попов В.А., Стеклов О.И., Тимонин В.А. Коллективная экспертная оценка проблемы надежности конструкции в наводораживающих средах. // Защита металлов. - 1978. - №5. - 572-575. 74. РД 153-39-029-98. Нормы периодичности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными инспекционными снарядами. - М.: НТЦ «Промышленная безопасность». ОАО ЦТД «Диаскан». 1998. - 54 с. 75. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. НТЦ Промышленная безопасность. 2004. - 103с. 76. Резвых В.А., Чирков Ю.А., Кушнаренко Е.В. Методика испытаний натурных образцов труб, контактирующих с сероводородсодержащей средой // «Вестник ОГУ». - 2006. - №2. - 152-155. 77. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. - М.: ВНИИГАЗ. 1996. - 57 с. 78. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России. ГУП ЦПП. 1997. - 60 с. 79. СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов. - М.: ГУПЦПП.2001.-12С. 80. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Госстрой России. - М.: ГУПЦПП. 2001. -74с. 81. СТО 03-191-2006. Эксплуатация промысловых трубопроводов ОАО «АНК «Башнефть». - Уфа: ГУП «ИПТЭР». 2006. - 216с. 82. СТО 0-13-27-2006. Инструкция по входному контролю арматуры, труб, соединительных деталей и материалов с изменением №1. - Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ. 2006 г. - 59с. 83. СТО Газпром 2-5.1-148-2007 Методы испытаний сталей и сварных соединений на коррозионное растрескивание под напряжением. - М.: ОАО «Газпром». 2007. - 43с. 84. Стеклов О.И. Прочность сварных конструкций в агрессивных средах. - М.: "Машиностроение". 1976. - 200 с. 85. Стеклов О.И., Бодрихин Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах. - М.: Металлургия. - 1992. - 128 с. 86. Стеклов О.И., Басиев К.Д., Есиев Т.С. Прочность трубопроводов в коррозийных средах. - Владикавказ: РИПП. 1995. - 152 с. 87. Тарабарин О.И. Оценка и обеспечение безопасности эксплуатации нефтегазового оборудования и трубопроводов с учетом явления технологического наследования: автореф. дис. док.тех. - Уфа: Риз. РУНМЦ МО РБ. - 2002. - 41 с. 88. Тарлипский В.Д., Головин СВ . Экспериментальная оценка свойств металла длительно эксплуатируемых газопроводов. // Строительство трубопроводов. 1997. - №1. - 29-32. 89. Узяков Р.Н.,. Узяков М.Р., Кушнаренко Е.В. Автоматизированный анализ коррозионного состояния оборудования как фактор повышения безопасности технологических систем // Вестник ОГУ. - 2004. - 77-80. 90. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» Jsfe 116-ФЗ от 21.07.97г. 91. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. - М.: Недра. 2000.-467 с. 92. Черняев К.В., Васин Е.С. Обеспечение безопасной эксплуатации и продление срока службы магистральных трубопроводов. // Автоматическая сварка. - 2000. - №9-10. - 167-170. 93. Чирков Ю.А., Печеркин В.В., Кушнаренко Е.В., Щепинов Д.Н. Определение величины давлений, необходимых для развития внутренних расслоений металла в стенках стальных трубопроводов // Практика противокоррозионной защиты. 2007. - № 2. - 7-17. 94. Швец А.В., Гендель Г.Л., Клейменов А.В. Проблема унификации объектов трубопроводного транспорта // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2005. - №9. - 45-46. 95. Юнкин А.И., Бакиев Т.А., Сандуков В.А. Оценка механических свойств металла длительно эксплуатируемых трубопроводов системы газоснабжения // Безопасность труда в промышленности. - 2004. - №9. - 15-16. 96. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. - ASME. New York. 97. Biefer G.I. The Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environments // Materials Performance. - 1982. - Iune. - P. 19-34. 98. Hovey D.J., Farmer E.Y. Pipeline accident, failure probability determined from historical data // Oil and Gas Y. - 1993. - v. 91. - № 28. - p.p. 104-107. 99. NACE MR0175-2000. Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Metallic Materials for Oil field Equipment. 1997. - 47 p. 100. NACE Standard ТМ0177-2005.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistance to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. - 32 p. 101. NACE Standard TM0284-2003 Standard Tens Method Evaluation of Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. -10 p. 102. O'Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Pressure calculation for corroded pipe developed // Oil and Gas J. -1992. - №42. - P. 84-89.
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
Похожие работы
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
Root EntryDefaultOcxName12DefaultOcxName17

Приложенные файлы

  • doc 10752692
    Размер файла: 407 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий