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

П1 = N1/N *, (3.63)

где N1 - количество перепадов давления за этот год; N * - общее количество циклов, которое может выдержать труба при данном режиме эксплуатации, включающем оба этапа усталостного разрушения - этап зарождения и этап роста трещины:

N * = Nз + Nр. (3.64)

Если дефектная труба в течение года испытывает сложное нагружение: N1 циклов с рабочим давлением р1 и перепадами Ap1 (режим 1); N2 цикла с рабочим давлением р2 и перепадами Ap2 (режим 2), то повреждения за этот год складываются из двух частот:

Я1 = N, + N, (3.65)

где N1 - количество циклов, которое может выдержать труба в режиме 1; N2 - количество циклов, которое может выдержать труба в режиме 2.

Величины N1 и N2 вычисляются по отдельности, в предположении, что нагружение простое (по режиму 1 или режиму 2).

Для примера нагружения (см. рис. 2.19 и табл. 2.19), повреждение за 1 год определяется следующим образом:

П1 =

N25 + N50 + N15 + N100

n25 n50 n75 n1*0,

N25 +N5 0 +N75 +N1 00

VN25 N50 N75 N1*00

11+5+4

V n25 n7*5 n1*0,

p = 4,5

4+5 1 1

V N25 N50 N75 N1*00 ;p = :

, (3.66)

где N 5 - максимально возможное количество циклов при рабочем давлении 4,5 и 3,7 М П а, если перепады давл ения с оставляют 25 % рабочего; аналогично определяются N *50, N *75,

и N 100.

Если при эксплуатации трубопровода режимы перекачки продукта сохраняются (в среднем), то время, в течение которого данный дефект не приведет к разрушению трубы

t = 1/П1. (3.67)

Если режим эксплуатации меняется, то можно говорить только о накопившемся повреждении П и остаточном ресурсе R, которые взаимосвязаны:

R = 1 - П. (3.68)

Величина П определяется как сумма ежегодны1х повреждений в течение всего срока эксплуатации:

П = Х . (3.69)

Здесь П и R - величины не более единицы, выражены в отношениях к исходному ресурсу. Умножая их на 100 %, получаем процентное выражение этих величин.

Таким образом, для определения остаточного ресурса надо знать (хотя бы оценочно) режим работы трубопровода в прошлом. Если по остаточному ресурсу необходимо определить остаточное время работы до разрушения, то следует задаться режимом эксплуатации (хотя бы приближенно) в последующем.

Задаваясь остаточным ресурсом R, можно решить и обратную задачу - определить допустимый режим эксплуатации, обеспечивающий заданное время безаварийной работы участка нефтепровода.

С целью восстановления ресурса R выполняют ремонтно-профилактические и ремонтно-восстановительные работы (заварка дефектов, снижение концентрации напряжений с помощью усилительных элементов, восстановление свойств металла термообработкой в зонах сварки и др.).

Для оценки остаточного ресурса на практике возникают задачи о выборе мероприятий по увеличению ресурса и оценке их эффективности.

3.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕРОЯТНОСТИ РАЗРУШЕНИЯ И НАДЕЖНОСТИ УЧАСТКА ТРУБОПРОВОДА

Точное определение остаточного ресурса (в годах или процентах) участка нефтепровода является практически неразрешимой задачей. М ожно говорить только о вероятности разрушения (или неразрушения) за определенный промежуток времени, так как все исходные параметры, определяющие прочность и долговечность, также не могут быть определены точно. Все характеристики металла, нагрузок, дефектов и другие исходные параметры испытывают разброс. Металл неоднороден и не только на большом участке трубопровода, но и в пределах одной трубы. Сварные швы по своей природе всегда неоднородны. Размеры дефектов определяются

приближенно. Точность измерений зависит от используемых приборов и методов измерения. Давление в трубопроводе подвержено случайным изменениям. Внешние нагрузки, температурные напряжения, монтажные напряжения практически не поддаются учету в процессе эксплуатации. Поэтому в практические расчеты вводится десятикратный запас по долговечности (по количеству циклов или времени до разрушения).

Но при выборе запаса по прочности и особенно по ресурсу практически не учитываются точность измерений и расчетов, а также уровень качества труб, культура производства работ и другие особенности, влияющие на разброс результатов. Обоснования этого запаса практически нет. Скорее, это следует из испытаний на ресурс, выполненных на разных образцах и изделиях. Но в данной работе речь идет о расчетах, а не о ресурсных испытаниях. Поэтому необходимо уметь не только рассчитывать прочность и ресурс трубопроводов с дефектами, но важно также оценить точность этих расчетов, насколько результаты расчетов можно использовать при эксплуатации таких ответственных и опасных объектов, как магистральные нефтепроводы.

П оэтому интерес представляет другой подход - моделирование случайных величин и статистическая обработка результатов расчета с помощью компьютера (численное моделирование). Такой подход целесообразен по нескольким причинам. Во-первых, определение значений N требует сложных расчетов и интегрирования с неопределенными пределами. Выполнить такие расчеты вручную громоздко и затруднительно. Во-вторых, моделирование случайных процессов при разрушении может выявить степень влияния тех или иных исходных параметров на получаемый конечный результат. По этим данным можно определить требования к диагностическому оборудованию и точности измерений. Пример такой оценки показан в разделе 3.7.

Численное моделирование разрушения дефектных участков магистрального трубопровода требует задания всех исходных данных с учетом их реального разброса, который для каждого параметра имеет свои случайные законы. Иными словами, все исходные данные являются случайными величинами и их необходимо определить. В первом приближении исходные данные можно задать нормально распределенными со своими средними значениями (математическими ожиданиями) и разбросами (дисперсиями).

Результаты расчетов - количество циклов до разрушения