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

разрушение не происходит с вероятностью 50 %; t90 - время (в годах), за которое разрушение не происходит с вероятностью 90 %; t99 - время (в годах), за которое разрушение не происходит с вероятностью 99 %; Р(5) - локальная надежность трубы (вероятность неразрушения трубы на данном дефекте в течение 5 лет); U5 - квантиль, соответствующий долговечности 5 лет.

Из этих результатов видно, что в течение 5 лет с вероятностью более 90 % могут работать трубы с дефектами №№ 1, 2, 3, 4, 9, 12, 13, 14. Дефекты №№ 5, 6, 7, 8, 10, 11, 15, 16 необходимо ликвидировать. Тогда надежность данного участка в течение 5 лет эксплуатации сохранится на уровне не ниже 79 % (см. раздел 3.6). Это значит, что вероятность того, что на этом участке не произойдет разрушение в течение 5 лет, равна 0,79. Если ликвидировать также дефект № 3, то надежность участка поднимется до уровня не ниже 85 %.

Таким образом, с помощью разработанной методики можно количественно оценить необходимость и эффективность технических решений по повышению надежности нефтепроводов путем диагностики и выборочных ремонтных работ.

Пример 3.2. Оценить количественно влияние исходных параметров на параметры долговечности трубы, рассмотренной в примере 3.1.

Задачу решали следующим образом.

1. С помощью компьютерной программы определяли долговечность труб с дефектами при жестко заданных (без разброса) исходных параметрах. Получили для каждого дефекта так называемые базовые долговечности tg (без разбросов).

2. Для каждого из этих дефектов с помощью той же программы определили долговечность, соответствующую измененным (тоже без разбросов) исходным параметрам. Исходные параметры изменяли последовательно каждый на 1 %.

3. Затем для каждого дефекта задавали такие же исходные параметры, как и в примере 3.1, но не жесткие, а с разбросом на 1 %. С помощью компьютера определяли разбросы долговечности At (средние квадратичные отклонения).

В табл. 3.6 приведены полученные результаты для двух дефектов: царапины с параметрами а0 =2 мм, а" = 3 и для трещины глубиной 2 мм. Приведены относительные величины по отношению к tg:

5(F) = t--tg 100 %; 5(At ) = Ai-tg 100 %. (3.72)

Таблица 3.6

Зависимость параметров долговечности от исходных данных

Н апример, в строке, соответствующей а02 для царапины б(Г) = -12,6 и 6(At) = 3,22. Это означает, что увеличение

предела текучести на 1 % при постоянных других исходных параметрах приведет к снижению долговечности на 12,6 %; разброс предела текучести, равный 1 % абсолютной величины, приведет к разбросу долговечности 3,22 % базовой долговечности.

Из данных (см. табл. 3.6) следует, что для трубы с царапиной по влиянию на долговечность исходные параметры располагаются в следующем порядке (по мере убывания): а02, ав, h, D, аа, Тк, а0, N, атр; для трубы! с трещиной влияние исходных параметров в другом порядке: h, ав, Тк, а02, а0, D, N, атр, аа. Практически все параметры для царапины (кроме атр и N) являются важными, так как изменение их на 1 % вызывает изменение долговечности более 1 %. Для царапины наиболее влиятельный параметр - а02, для трещины - h.

Наибольший разброс долговечности вызывается для царапины неопределенностью предела прочности ав. Для трещины наибольший разброс долговечности вызывается разбросом толщины стенки h.

Пример 3.3. Оценить зависимость параметров долговечности от перепадов рабочего давления Ap. Все исходные данные трубы те же, что и в примере 3.1.

Рассмотрим два дефекта: царапину (аа = 3 ±1) и трещину. Глубина дефектов одинакова: а0 = 2 ± 0,5 мм. Нагрузка циклическая с максимальным давлением, равным рабочему: p1 = = рраб = 5 ± 0,1 МПа. Минимальное давление p2 варьировалось в диапазоне от 0 до рраб.

Таблица 3.7

Зависимость параметров долговечности от перепадов рабочего давления

В табл. 3.7 приведены результаты решения данной задачи.

Из приведенных данных (см. табл. 3.7) следует вывод: чем меньше перепады давления, тем больше долговечность трубы. Это наблюдается и на практике.

3.8. НЕКОТОРЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

И зложенные в настоящем разделе материалы позволяют сделать следующие основные выводы.

1. Прочность и остаточный ресурс дефектных участков магистральных нефтепроводов являются величинами многофакторными. В число факторов, определяющих указанные характеристики трубопроводов, входят геометрические параметры трубы, геометрические параметры дефектов, механические характеристики трубы и сварных швов, спектр на-груженности трубы, остаточные напряжения трубы, коррозионные характеристики среды и продукта, эффективность системы защиты от коррозии.

2. И спользуемые в настоящее время средства диагностики, включая средства внутритрубной диагностики, не позволяют обнаружить все опасные дефекты (дефекты сварных швов, трещиноподобные дефекты). Степень обнаруживаемости опасных дефектов можно оценить примерно в 40-50 % (на сварных швах ожидается больше дефектов, чем на основном металле труб). П о тем дефектам, которые обнаруживаются при обследовании трубопроводов, не все важные для расчета параметры дефектов определяются. Уровень определяемости расчетных геометрических характеристик обнаруженных дефектов можно оценить приблизительно так:

методами внутритрубной диагностики 50-60 %; дополнительным дефектоскопическим контролем 70-80 %.