ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Пример анализа условий работы из "Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов" Нефтепроводный транспорт в Республике Беларусь и Российской Федерации [175], рассматриваемый в качестве примера, действует и развивается уже более полувека. Общая протяженность системы магистральных нефтепроводов, построенных за этот период, составляет более 50 тыс. км, и по ним осуществляется перекачка до 96 % всего объема транспортируемой нефти и нефтепродуктов [72, 106, 164, 255, 256]. [c.441] В современных экономических условиях ключевой проблемой эксплуатации магистральных трубопроводных систем является продление срока службы X с одновременным обеспечением их надежности и снижением вероятности Р возникновения аварий и катастроф. Доля магистральных нефтепроводов, работающих после срока амортизации (т= 33 года), уже превышает 30 %, поэтому встает вопрос либо о прекращении на них производственного цикла (что ведет к необоснованному экономическому ущербу Ц), либо об обосновании продления сроков эксплуатации (что может приводить к увеличению Р). Анализ показывает, что реальных причин для остановки процесса перекачки нефтепродуктов нет, аварийность на длительно эксплуатируемых нефтепроводах не превышает среднего уровня и даже ниже, чем в начальный период эксплуатации (рис. 3.1). Однако и обосновать продление срока эксплуатации на какой-то конкретный период методически крайне сложно. [c.441] Применение различных методов неразрушающего контроля и дефектоскопии, в особенности использование внутритрубных инспекционных снарядов типа Ультраскан [106, 164, 255, 256], существенно облегчило эксплуатацию магистральных нефтепроводов, позволив выбраковывать отрезки с критическими дефектами / и понижать значения Р, но в целом рассматриваемая проблема остается. [c.441] Анализ представленных на рис. 3.1-3.3 данных позволяет сделать вывод, что рассматриваемый нефтепровод после амортизационного периода (т = 33 года) не исчерпал свого ресурса х р, т.е. можно ставить задачу о продлении срока эксплуатации. Для этого, в первую очередь, необходимо оценить степень поврежденности труб линейных участков нефтепровода до наступления момента, когда Р и U начнут резко расти. [c.444] Для анализа условий эксплуатации выполнено статистическое исследование эксплуатационной нагруженности линейных участков нефтепроводов Дружба - и II (0 630 и 820 мм) общей протяженностью 882 км. По данным диспетчерских наблюдений за эксплуатационной нагруженностью О , определяемой изменением внутреннего давления р на приеме и выбросе насосно-подкачиваю-щих станций Мозырь , Туров , Пинск и Кобрин за период с 1992 по 1997 г., получена выборка объемом около 400 ООО значений давления. Ее анализ показал, что в общем случае давление при эксплуатации нефтепровода не может рассматриваться как постоянное. [c.445] На рис. 3.4 показаны характерные режимы изменения внутреннего давления в нефтепроводе за сутки. В течение суток оно может быть практически постоянным (кривая 1), увеличиваться (кривая 4) либо снижаться (кривая 2). При этом размах Ар колебаний давления (от минимального до максимального) может составлять 0,5-2,5 МПа при среднесуточном давлении Рср= 3 МПа. Режимы изменения давления по кривым 3 и 4 (рис. 3.4) обычно реализуются при вынужденных и плановых остановках насосно-подкачивающих станций (НПС), регулировании режимов перекачки и т.д. Рассматривая отдельные суточные реализации процесса изменения давления, можно говорить о повторно-статическом или квазистатическом характере нагруженности. Однако, если изучить процесс нагруженности трубопровода за достаточно длительный период времени, например за год, обнаруживается, что изменение внутреннего давления является нестационарным процессом. [c.445] В качестве примера на рис. 3.5 представлен график изменения давления на выбросе НПС Туров в течение 1997 г. Видно, что размах изменения давления Ар находится в интервале от 0,4 до 3,7 МПа, т.е. давление оказывается переменным при любом режиме эксплуатации. Максимальное отклонение среднесуточного давления от среднегодового (рср. год ) превышает 2 МПа, что составляет более половины от максимального. Кроме того, оказывается, что параметры процесса нагруженности трубопровода различны и в разные сезоны года. Например, среднесуточное давление по сезонам эксплуатации за 1992 г. изменялось так лето -2,82 МПа, зима -2,89 МПа, осень -2,75 МПа, весна -2,76 МПа. В связи с увеличением срока эксплуатации давление в нефтепроводе варьируется, в том числе и в связи с изменением объема перекачки. [c.446] Плотность и параметры распределения среднегодового и среднемесячного (январь и июль) окружных напряжений за 1997 г. даны соответственно на рис. 3.6 и в табл. 3.1. Обработку статистических данных вели исходя из предположения, что рассеяние давлений подчиняется нормальному закону. Видно, что чем стабильнее держится давление (январь), тем меньше его среднее квадратическое отклонение и соответственно невелик разброс окружных напряжений окр (всего 12 МПа — кривая 3 на рис. 3.6). Подобный режим нагружения наиболее благоприятен для линейных участков нефтепровода. [c.446] Однако чаще всего разброс окружных напряжений составляет 130 МПа (кривые 7 и 2 на рис. 3.6). [c.447] В табл. 3.2 представлены основные статистические характеристики нагруженности линейных участков нефтепровода Мозырь-Брест-1 отдельно для каждого года и в целом за 6 лет эксплуатации. [c.447] Распределение окружных напряжений в трубопроводе в 1997 г. [c.447] Характеристика, МПа Среднегодовые значения характеристик нагруженности Средние за 1992-1997 гг. [c.448] Вернуться к основной статье