Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 [ 30 ] 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

ряжением руководства, обеспечивающее технологический процесс перекачки;

рабочее давление - давление, которое поддерживается в настоящее время в нефтепроводе при перекачке нефти.

Все эти параметры относятся к началу участка, где расположена насосная станция.

Для сечений трубопровода, расположенных произвольно, применяют следующие параметры (в порядке убывания):

допустимое проходное давление - рассчитанное безопасное давление для данного сечения с учетом параметров данного сечения трубопровода, старения трубопровода, обнаруженных дефектов;

проходное давление - давление в данном сечении трубопровода при нормальном режиме работы нефтепровода.

Это основные характеристики внутреннего давления, которые регламентируются определенными документами (проектом, расчетами, распоряжениями).

Кроме них, важное значение имеют некоторые характеристики внутреннего давления, которые пока никак не регламентируются и не учитываются при выполнении расчетов и составлении прогнозов. Это параметры, характеризующие перепады! внутреннего давления в процессе эксплуатации.

Фактически всем известно, что давление в нефтепроводе не остается постоянным и неизменным длительное время. Случаются изменения режимов перекачки, переключения потока нефти по другим направлениям, остановки перекачки, ремонтные работы.

До 70-х годов XX века на перепады давления, происходящие в пределах проектного давления, не обращали внимания. Однако при этом не находили объяснения многие разрушения на магистральных нефтепроводах, которые вдруг происходили при давлениях, не превышающих проектного давления и тем более давления испытания. С развитием современной науки о прочности, которая в настоящее время называется «механика разрушения» [37, 46, 54], стали понятны причины таких разрушений. Они заключались в том, что на трубопроводах всегда имеются дефекты различного вида и происхождения: дефекты сварки, механические повреждения (царапины, вмятины, гофры), конструктивные концентраторы напряжений. При гидроиспытаниях выявляются только самые грубые дефекты. Более мелкие дефекты не приводят к разрушениям при испытаниях, но являются очагами накопления и развития микротрещин при перепадах давления. Через определенное количество

перепадов давления эти микротрещины вырастают в магистральную трещину и наступает раскрытие (разрушение) трубопровода.

К ак оказалось, многие разрушения магистральных нефтепроводов имеют именно такую природу. Поскольку ликвидировать все дефекты на трубопроводах невозможно, необходимо научиться прогнозировать время наступления разрушения от тех или иных дефектов. Так возникает проблема остаточного ресурса труб с дефектами конкретных видов.

Далее необходимо планировать ремонтные работы. Для этого необходимо разделить дефекты на три группы.

П ервая группа - дефекты, которые могут привести к разрушению трубопровода в ближайшее время. Эти дефекты необходимо успеть ликвидировать (или отремонтировать) до наступления разрушения.

Вторая группа - дефекты, которые не могут привести к разрушениям при существующих режимах нагружения. Эти дефекты можно оставить (не ремонтировать), даже если они выходят за пределы допустимых размеров по существующим нормативным документам.

Третья группа - остальные дефекты. Они не могут привести к разрушениям в ближайшее время, но остаются опасными при существующих режимах эксплуатации трубопровода. Эти дефекты можно не ремонтировать в ближайшее время, но требуется следить за их состоянием путем периодической диагностики.

Таким образом, степень опасности дефектов зависит не только от характеристик этих дефектов, но и от тех самых перепадов давления, которые соответствуют данному режиму нагружения внутренним давлением. Перепады давления способны привести к разрушениям усталостной природы (малоцикловое разрушение), даже если при этом давление не превышает проектного значения.

Анализ перепадов давления на многих магистральных нефтепроводах показал, что их частота не превышает в среднем одного переключения в сутки. Размер перепадов (глубина) может быть самым различным. Время пребывания трубопровода при низком давлении не подчиняется каким-то определенным закономерностям.

Для описания динамики изменения внутреннего давления с целью более точного прогнозирования и эффективного планирования ремонтных работ, выделим те параметры, которые необходимы для использования теории «малоциклового разрушения» и отбросим ненужные.

Для оценки остаточного ресурса дефектного участка трубопровода важны следующие параметры:

проходное давление при нормальном состоянии, соответствующем данной технологии перекачки продукта;

глубина перепада давления (наименьшее давление при данном снижении давления);

количество перепадов давления за единицу времени (например, за год).

Н а ресурс практически не влияет время пребывания трубопровода при низком давлении, соответствующем данному перепаду.

Исходя из этих обстоятельств, введено понятие «спектр нагруженности» трубопровода [70]. Один из примеров составления спектра нагруженности за один год показан на рис. 2.19. Рабочее давление в течение января - августа было 4,5 М Па, затем в период с сентября по декабрь рабочее давление поддерживалось на уровне 3,7 М Па.

В течение этого года происходили перепады давления, нижние уровни которы1х показаны точками. Продолжительность пребывания при нижних значениях давления не показана, так как они не имеют значения. На спектре зафиксировано 40 перепадов давления.

Рис. 2.19. Пример составления спектра нагруженности участка нефтепровода на выходе нефтеперекачивающей станции (НПС) за один год