Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России

Аленников, Сергей Геннадьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России"

На правах рукописи

003456202

АЛЕЙНИКОВ СЕРГЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

УДК 622.691.4.052.012.002.51

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ СЕВЕРО-ВОСТОКА ЕВРОПЕЙСКОЙ ЧАСТИ РОССИИ

Специальность - 25.00.19. Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

5 АЕК®8

003456202

На правах рукописи

АЛЕЙНИКОВ СЕРГЕЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

УДК 622.691.4.052.012.002.51

Специальность-25.00.19. Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Ухтинском государственном техническом университете и филиале ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз»

Научный руководитель Доктор технических наук, профессор,

Профессиональный инженер России Быков Игорь Юрьевич

Официальные оппоненты Доктор технических наук

профессор Ягубов Хан-Гусейн-оглы

Кандидат технических наук Назаров Андрей Владимирович

Ведущая организация ООО «Печорнипинефть»

Защита состоится 25 декабря 2008 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, г. Ухта, Республика Коми, ул. Первомайская, 13

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного технического университета www.uqtu.net в разделе «Диссертационный совет».

Автореферат разослан ¿¿cvé-Дб 2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета - ~

канд. техн. наук, профессор Н.М. Уляшова

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Главным содержанием научно-технической политики ОАО «Газпром» является ориентация на интенсивные технологии и оборудование, обеспечивающие высокую работоспособность, экономическую эффективность, ресурсосбережение, надежность, промышленную и экологическую безопасность объектов газопроводного транспорта. Это в полной мере относится к технологическим газопроводным системам, выполняющим роль операционных управляющих каналов, предназначенных для реализации основной технологической задачи - магистрального транспорта газа. Состояние эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов определяется динамикой режимов перекачки газа, знакопеременностью массовых сил в трубных конструкциях надземно-подземного заложения и консолидационными подвижками грунтов природного, техногенного или климатического (например, пучение) характера. Все это учитывается проектно-конструкторской документацией в соответствии с нормативно-техническими требованиями по прочностной надежности газопроводной сооружений. Помимо нормативного коэффициента запаса прочности, эти требования регламентируют отбраковочные критерии, значения которых предполагают принятие однозначных мер по устранению обнаруженных дефектов или нормативных несоответствий. Однако анализ существующих методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов показал, что выявляемые в процессе эксплуатации дефекты или нормативные несоответствия часто неадекватны фактической несущей способности трубных конструкций. Это связано с реально возникающей при строительстве пересортицей трубных элементов, с завышением их параметров прочности, толщин стенок и т.п. Тогда формальная отбраковка таких несоответствий приводит к необоснованно завышенному объему ремонтно-восстановительных работ и, следовательно, к повышению себестоимости единицы транспортируемого газа. Такое положение дел предопределяет необходимость и целесообразность уточнения и развития методов оценки эксплуатационной работоспособности, положенных в основу диагностического обследования технического состояния технологических газопроводов, обеспечивающих принятие оптимальных решений об отбраковке дефектных участков, их ремонтном восстановлении или продлении срока эксплуатации. Таким образом, развитие и совершенствования методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов являются задачами актуальными.

Связь темы диссертации с плановыми исследованиями. Комплекс исследований, представленный в диссертации, соответствует п.6.4. «Научно-техни-ческое и методическое обеспечение эксплуатации и технического обслуживания магистральных газопроводов и компрессорных станций» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 гг. и п. 4.2. «Развитие технологий и совершенствование оборудования для обеспечения надежного функционирования ЕСГ, включая методы и средства диагностики и ремонта» Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 гг., утвержденных соответственно 15.04.2002 г. и 11.10.1005 г. Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б.Миллером.

Работа выполнялась в рамках договорных тем Ухтинского государственного технического университета и филиала ООО «ВНИИГАЗа» - «Севернипигаз».

Цель работы. Целью диссертационной работы является развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:

- проанализированы существующие методы оценки и обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов;

- сформирован комплекс методик для проведения исследований;

- выполнено комплексное обоснование методов оценки эксплуатационной работоспособности труб газопроводного назначения;

- разработаны методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов;

- оценена практическая и экономическая значимость выполненной работы.

Научная новизна.

1. Обоснован относительный показатель оценки ресурса Ron эксплуатационной работоспособности газопроводных конструкций, определяемый как отношение фактически действующего запаса прочности Кд к его нормативно заданному значению Кнтд (Ron = Кд/Кнтд).

2. Найдены выражения для оценки относительного показателя ресурса эксплуатационной работоспособности надземных трубопроводных конструкций в зависимости от их напряженно-деформированного состояния при нарушении проектного пространственного заложения.

3. Получены аналитические выражения для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов по фактической толщине стенок труб с механическими повреждениями или дефектами формы сечения.

4. Разработан критерий оценки допустимого значения смещения кромок в стыках сварных швов.

5. Предложен относительный показатель для оценки оптимальности монтажного зазора между бандажом и наружной поверхностью усиливаемой трубы.

Основные защищаемые положения. Основными защищаемыми положениями диссертационной работы являются:

- системность оценки и комплекс методик для научных, лабораторно-стендовых и трассовых исследований прочностного ресурса действующих технологических газопроводов;

- обоснование относительного показателя и комплекса аналитических решений для количественной оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов при разных нормативно-технических несоответствиях;

- методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов путем стабилизации их напряженно-деформированного состояния, прочностного усиления или оптимальной отбраковки сварных швов;

- ведомственные документы в виде стандартов предприятия, включающих основные положения диссертации.

Практическая ценность работы.

1. Предложены оценочные показатели остаточного ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов для оптимальной отбраковки участков труб с механическими дефектами, включая смещение кромок сварных швов.

2. Сформулирован методологический комплекс для оценки уровня эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

3. Разработаны конструкция самокомпенсирующейся трубопроводной опоры (патент РШ 2 308 633 С2) и экспресс-метод для определения допустимого смещения кромок сварного шва.

Результаты диссертационных исследований включены в стандарты предприятия ООО «Севергазпром» (СТП 8828-169-01; СТП 8828-170-04).

гистральных газопроводов, ГРС и объектов газоснабжения» (г. Вологда, 2002, 2003 гг.; Мышкин, 2004 г.) и «Повышение эксплуатационной надежности оборудования газокомпрессорных станций» (Мышкин, 2005 г.), на Всероссийской конференции «Большая нефть: проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (г.Ухта, УГ-ТУ, 2003 г.), на II Межрегиональной практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (г.Ухта, УГГУ, 2004 г.), на совместных научных семинарах кафедр ПЭМГ и МОН и ГП (г.Ухта, УГГУ, 2005, 2006, 2007, 2008 гг.).

В процессе работы использованы фундаментальные положения и результаты, полученные в работах А.В.Алексашина, Н.П.Алешина, С.А.Бобровского, Б.И.Борисова, И.Н.Бирилло, Б.В. Будзуляка, А.И. Гриценко, В.А. Динкова, Ю.В. Илатовского, А.Т. Сан-жаровского, Ю.А. Теплинского и др.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка и приложений. Основное содержание диссертации изложено на 190 страницах машинописного текста, в т.ч. 56 рисунков и 25 таблиц; библиографический список включает 128 наименований; количество приложений 2 .

Публикации. Список научных трудов включает более 60-ти наименований, в том числе по теме диссертации опубликовано 14 научных работ, включая 10 статей, 2 нормативных документа (СТП 8828-169-01; СТП 8828-170-04), 1 патент РФ на изобретение (RU 2 308633С2) и 1 монография.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационного исследования, сформулированы цели и задачи исследований, показаны научная новизна, практическая ценность и апробация полученных результатов.

В первой главе выполнен анализ существующих методов оценки и обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов. Показано, что работоспособность надземных конструкций зависит от ряда факторов, к которым относятся: эффективность взаимодействия трубопровода с несущими опорами; наличие механических повреждений цилиндрической оболочки труб (вмятины, задиры, утончение стенок и пр.), а так же дефектность сварных швов, и в частности, смещение кромок на торцах стыков труб. Эти факторы влияния могут быть заложенными еще на этапе строительства или приобретенными уже на стадии эксплуатации, но в любом случае их проявление связано с установленным несоответствием конструктивных параметров требованиям нормативно-технической документации и правилам промышленной безопасности. Результаты проведенного анализа позволяют обобщить существующие методические подходы к оценке эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в виде некоторого системного алгоритма, схема которого представлена на рисунке 1.

Расчетно-экспериментальное обоснование степени опасности выявленных несоответствий (повышенные уклоны и прогибы; дефекты стенки трубы; некачественные сварные швы)

Эксплуатация

Периодический контроль параметров

Эксплуатация

Рисунок 1 - Схема системной оценки работоспособности технологических газопроводов в процессе их эксплуатации

Основой этого алгоритма является постановка регулярного базового диагностического обследования технологических газопроводов с последующей оценкой соответствия измеренных значений контролируемых параметров действующим нормативным требованиям. Особенностью этих требований является конкретная регламентация допусков отбраковки обнаруженных несоответствий по параметрам надежности, значения которых при проектировании задаются в соответствии с установленными нормативами. В реальном исполнении трубные элементы технологических обвязок обладают, как правило, значительным дополнительным прочностным ресурсом, который не учитывается действующими нормативными критериями оценки технического состояния эксплуатирующихся технологических газопроводов. Такое положение дел порождает неоправданно завышенный объем ремонтных работ, особенно после проведения внутритрубной дефектоскопии. Между тем, многие дефектные элементы обвязок, подлежащие по нормативным требованиям замене, вполне пригодны для текущей безопасной эксплуатации в течение продолжительного периода времени, что подтверждается опытом работы и статистикой аварийности газотранспортных систем.

Таким образом, существующие методы оценки эксплуатационной работоспособности технологических трубопроводов требуют уточнения и совершенствования в аспекте развития традиционных и разработки новых исследовательских подходов, что и определяет актуальность диссертационной работы.

Во второй главе представлено методическое обеспечение проводимых исследований. Сформирован комплекс методик для исследования конструктивных особенностей технологических газопроводов и оценки влияния разнообразной дефектности на их напряженно-деформированное состояние. Комплекс включает стандартный визуально-измерительный контроль технического состояния обследуемых обвязок с разработанной методикой и устройствами для определения профиля и кривизны механических дефектов; ультразвуковую толщинометрию; механическую и ультразвуковую твердометрию; рентгенографический и ультразвуковой поиск внутренних структурных дефектов сварных швов с акустико-эмиссионным контролем их развития под воздействием эксплуатационных нагрузок; магнитовихретоковое выявление трещиноподобных дефектов в околошовной зоне; метод магнитной струкгуроскопии по величине коэрцитивной силы для оценки уровня напряженно-деформированного состояния металлических и сварных конструкций; методику металлографической микроскопии сталей, а также стандартный метод их механических испытаний на разрывной машине. Все приборы занесены в Государственный реестр, имеют сертификаты соответствия и поверочные аттестаты. Кроме того, исследо-

вательский комплекс включает методику гидравлических полигонных испытаний кольцевых срарных швов на разрыв.

Особенность этих испытаний заключается в том, что на отбракованном участке газопровода с помощью газовой резки отделяют фрагменты трубных катушек, содержащих дефектные кольцевые швы, и монтируют их в единую испытательную плеть. Проведение гидравлических испытаний выполнялось в соответствии со стандартом ООО «Севергаз-пром» СТП 8828-155-99.

В третьей главе представлено комплексное обоснование методов для оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов. Природа факторов, влияющих на эксплуатационную работоспособность (нарушение высотных отметок проектной оси заложения, износ стенок труб, механические повреждения, изменение формы сечения, смещение кромок сварных стыков) различна, но проявление каждого из них в отдельности или любого их сочетания предопределяет снижение прочностной составляющей рассматриваемой конструкции. Поэтому в качестве главного оценочного критерия принят уровень напряженно-деформированного состояния трубных элементов. При этом, если максимальная фактическая или расчетная величина напряжений не превышает значений регламентируемых нормами на проектирование трубопроводов, то, несмотря на наличие дефектов или непроектную конфигурацию оси трубопровода, делается заключение о возможности его дальнейшей эксплуатации. С этой целью в работе предложен относительный показатель для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности газопроводных конструкций Ron с учетом их текущего напряженно-деформированного и прочностного состояния, определяемый как отношение фактически действующего запаса прочности Кд его к нормативно заданному Кнтд значению:

Роп=Кд/Кнтд (1)

При Ron > 1 эксплуатационная работоспособность оценивается как обеспеченная дополнительным запасом прочности, что является условием возможности безопасной эксплуатации газопроводных конструкций без ограничений; при Ron~ 1 (+5%; 0%) ресурс эксплуатационной работоспособности оценивается как нормативно обеспеченный, но такое состояние предполагает постановку инструментального мониторинга с целью перспективного планирования ремонтно-предупре-дительных мер по регулированию эксплуатационных нагрузок или прочностному усилению дефектных участков; при показателе Ron < 1 ресурс эксплуатационной работоспособности по прочностным показателям является необеспеченным, что требует проведения оперативных ремонтно-восстановительных работ по удалению и замене дефектных участков. На основе этого

относительного показателя получены оценочные критерии и предложены методики для расчета их численных значений с целью текущей оценки уровня эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

Прежде всего, предложена и апробирована методика для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности надземных трубопроводных конструкций при нарушении их проектного пространственного заложения с целью снижения объемов отбраковочно-ремонтных работ по исправлению обнаруженных вертикальных невязок; методика основана на анализе геодезической привязки текущих и проектных высотных отметок газопроводных конструкций с аналитическим расчетом возможных деформаций и напряжений методом конечных элементов в оболочке COSMOS М. Пример графического представления результатов геодезической привязки высотных отметок представлен на рисунке 3, а результатов аналитических расчетов в виде эпюры изгибных напряжений на рисунке 4. Затем методом коэрцитиметрии выполняют измерения фактических напряжений Стизм на обследуемом участке и сравнивают их с расчетными величинами страс. При совпадении этих значений участок относят к напряженным, а фактически установленную величину напряжений, равную страск ои1м = а, сопоставляют с допустимой [ст] для рассматриваемого материала, причем фактически действующий коэффициент запаса прочности в выражении оптимизационного показателя Ron = Кд /Кнтд получает вид Кд = [а]/ст, где допустимая величина [а] определяется из соотношения [а] = min {Ri; R2}, а расчетные сопротивления растяжению Ri и сжатию R2 вычисляют в соответствии со СНиП 2.05.06-85 по формулам Ri = R^ • m / (ki • kH) и R2 = R2H ■ m / (k2 • k„). Тогда значение относительного показателя оценки ресурса эксплуатационной работоспособности определяется из выражений:

при растяжении

Если выполняется условие Ron > 1 - обследованный объект пригоден к дальнейшей эксплуатации; если Ron» 1 - обеспечивается нормативный уровень работоспособности с необходимостью инструментального отслеживания остаточного ресурса; при Ron < 1 -

Ron(P) = R>2/(°-n-k?.kä)

(2)

при сжатии

(3)

требуется проведение мероприятий по снижению напряжений в элементах трубы до нормативной величины [а].

Нагнетатель Н39

680 ^

0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 22,0 24,0 26,0 28,0 _Расстояние, м_

Рисунок 3 - Пример графического представления результатов геодезической съемки обвязки нагнетателей Д - опоры; X - запорная арматура

1 .94

Предложена и апробирована методика оценки действительного запаса эксплуатационной работоспособности элементов газопроводной обвязки в связи с завышением фактического коэффициента запаса прочности при проектировании или пересортице труб в процессе строительства. При этом действительный коэффициент запаса прочности Кд в формуле относительного критерия Ron = Кд / КНтд предлагается оценивать отношением измеренной толщины стенки 8 к минимально допустимому расчетному значению Sp в виде:

Тогда численное значение относительного показателя для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности трубных элементов по их фактической толщине стенок находится из выражения:

Результаты апробирования этой методики получены на элементах надземной обвязки пылеуловителей и АВО-газа компрессорной станции. Выполненная толщинометрия трубных элементов показала, что практически все они обладают в соответствии с формулой (5) дополнительным запасом работоспособности за счет фактического увеличения нормативной толщины стенки на 5,9... 11,3 мм. В этом случае дополнительный запас прочностного ресурса трубного элемента в соответствии с формулой (4) может превышать двухкратное значение, хотя в некоторых случаях показатель Кд оказался весьма близким к 1, что свидетельствует о предкритическом состоянии обследованных элементов. На основе расчетных значений Иопи (см. формулу 5), учитывающих изменчивость показателя Кд, составляется таблица оценки технического состояния трубной обвязки, исходя из величины фактической остаточной толщины стенки трубных элементов, что позволяет оптимизировать объем ремонтных работ и разработать график приоритетности их выполнения, а также принять решение о пролонгировании срока годности отслуживших трубных конструкций.

Учет влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов предлагается оценивать относительным показателем вида:

Кд = 5 / 8р,

где 8Р определяется в соответствии со СНиП 2.05.06 - 85 по формуле:

5Р = 0,5 ■ п • р • D„ • я / (Ri + п • р).

(4)

Ron (8) = 2 8m (R-| + п • р) / (п2 • р • DH ■ г) ■ k-i ■ k„).

(5)

коп(т.Деф) = 25 • °кч •m /(DB„ • Р • n • k, • kH) - для точечных дефектов

или

(6)

роп(л.Деф) = 25 • RH1 ■ косл' m /(DB„ • Р ■ П • k, • kH) - для ленточных дефектов

Числитель этого показателя определяется как отношение разрушающего давления к проектному (рабочему) в виде Кд = рразр / р, где величина рразр для точечных дефектов вычисляется по предельным кольцевым напряжениям рразр = 25 ащ/ Овн, а для ленточных - по предельной нормативной разрушающей нагрузке на растяжение Я/ с учетом коэффициента ослабления Косл стенки трубы механическим дефектом рраэр = 28 -К0сл / Ов„. При этом коэффициент ослабления вычисляют по формуле:

К„сл=1-5ДеФ[С/(1 + С)], (7)

где бдеф- безразмерная глубина дефекта, представляющая собой отношение измеренной глубины дефекта бдефк толщине стенки 5; С - безразмерный параметр вида; С = 0,04 • I. • М2 /[вр • (1 - бдеф)]; здесь I. - осевая протяженность дефекта; М - коэффициент Фолиаса; а Вр - расчетная ширина дефекта:

М = л/1 + 0.8-(ь/л/Он-б), (8)

Вр=2-б-(1-бдеф)+В, (9)

при наружном диаметре трубы Он и измеренной ширине дефекта В. Методика апробирована при обследовании 25 критических механических дефектов ленточного и точечного типов, обнаруженных при обследовании обвязок АВО-газа, пылеуловителей и нагнетателей. В соответствии с действующими нормами два из этих дефектов подлежат вышли-фовке, остальные - удалению. Однако оптимизационные определения, выполненные по разработанной методике, показывают, что во всех обследованных случаях показатели относительного ресурса эксплуатационной работоспособности Р0п(деф). превышают нормативные значения в 1,2...3,8 раза. На основании этих определений сделано заключение о возможности последующей эксплуатации обследованных элементов как вполне надежных конструкций.

Методом численного моделирования показано, что взаимное аналитическое сопоставление пяти расчетных параметров (ы^; |епр|; |еокр|; Аепр; Д£0|ф), используемых в соответствии с действующими «Рекомендациями по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС», утвержденных Членом Правления ОАО «Газпром» Б.В.Будзуляком в 2006 году в качестве критериев оценки уровня дефектности трубных элементов, содержащих нарушения формы их сечения (вмятины, гофры), дает неоднозначные и даже противоречивые выводы о степени фактической опасности указанных дефектов в системе трубопроводной обвязки. В связи с этим степень опасности таких деформационных дефектов предложено определять в соответствие с выражением:

rent«,,) = 2 • б2 • (r? /(n • p)]+1} / [DH • n • (5 + бы«,)], (10)

представляющим собой относительный оценочный показатель, числителем которого является коэффициент дополнительного запаса прочности в виде соотношения фактической толщины стенки 6 и ее расчетного минимально допустимого значения 6Р в виде Кд = 8 / 6р, а знаменателем - теоретический коэффициент концентрации напряжений, вычисленный по феноменологической формуле Кт = 1 + бсооо / 5. Апробация предложенной методики в сравнении с действующей выполнялась по результатам освидетельствования трубных обвязок на компрессорной станции ООО «Севергазпром». В ходе обследования было зарегистрировано 15 нарушений формы сечения труб в виде вмятин. В результате расчетов по существующей методике все 15 обследованных дефектов являются критическими и требуют ремонтного вмешательства: девять дефектов классифицируются как недопустимые (подлежат удалению), три - как опасные (требуют прочностного усиления), три - потенциально опасные (необходим периодический контроль). В соответствии с предлагаемой методикой 11 из 15-ти обследованных дефектов классифицируются как «неопасные» (R0n ф.с > 1), один - как потенциально опасный (Ron ф.с = 1.01) и лишь три дефекта относятся к категории недопустимых (Ron ф.с < 1). Из этого примера понятна оптимизационная сущность предложенной методики при всей строгости прочностного подхода к дифференциации тяжести дефектов по степени их опасности. Основные положения этой методики учтены при разработке стандарта предприятия ООО «Севергазпром» СТП 8828-169-01 «Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах».

Смещение кромок - один из наиболее часто встречающихся дефектов кольцевых стыков и представляющий собой концентратор напряжений, снижающий прочность сварного соединения. Однако методика ранжирования степени опасности таких концентраторов напряжений до настоящего времени не разрабатывалась. В работе обоснованы критерии и предложен экспресс-метод оценочного ранжирования фактических значений смещения кромок Дф сварных швов на основе определения минимально допустимых [Д] величин опасного Доп и предельного Дпр состояний в соответствии с выражением:

[д] = тЦд0„;Дпр}, (11)

где Aon=6-{m-RH2-6/(0,405-kH-p-Dj]-1,l} , (12)

ДпР= 0,5-6, (13)

При этом условие Дф < min {Доп,} свидетельствует о том, что фактическая величина смещения кромок Дф сварного стыка является безопасной для текущей эксплуатации при заданных режимах работы; при условии min {Доп} 2 Дф ^ min {Дпр} - фактическая величина смещений кромок Дф сварного стыка допустима для текущей эксплуатации с учетом контроля режимов работы или прочностного усилия сварного шва; при Дф > Дпр - фактическая величина смещения кромок Дф сварного стыка недопустима для текущей эксплуатации и подлежит безусловной отбраковке с последующей заменой на бездефектный элемент. Предложенный метод допускает экспресс-определение опасности фактически выявленного смещения кромок сварного шва Дф в конкретной производственной ситуации. С этой целью на основе решения (11) выстраивается ряд номограмм, рассчитанных для труб различных диаметров, марок стали и режимов давления прокачки газа. Пример построения таких номограмм приведен на рисунке 5.

8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Толщина стенки, $ мм

Рисунок 5 - Номограмма для определения степени опасности смещения кромок сварного шва:

325, 426, 530, 720, 1020 - диаметры труб; 1 - прямая, ограничивающая смещение кромок толщиной стенок труб (Дст =б); 2 - прямая предельно допустимого смещения кромок (Дси =0,55); А(4,5), В(7,5), С(9,5), й(13) - анализируемые точки ситуации, в скобках -численные значения ординат, мм

Построение выполнено для труб диаметром от 325 до 1020 мм, изготовленных из стали 17Г1С (1^ = 510 МПа, = 340 МПа) для рабочих давлений прокачки газа р = 5,4 МПа. На графиках прямая 1 ограничивает смещение кромок, равное толщине стенок труб

(Дсм=5), а кривая 2 - устанавливает предельно допустимое смещение кромок Дпр =0,5-6 в соответствии с условием (13).

Пользоваться номограммой предельно просто:

- отыскиваются точки пересечения для заданной толщины стенки труб 8, например, А, В (I случай: 8=15 мм) или С, Р (II случай: 8=19 мм) для труб диаметром 1020 мм;

- определяются численные значения ординат этих точек, например, А (4,5 мм), В (7,5 мм) - I случай; С (9,5 мм), Э (13 мм) - II случай; эти значения представляют собой пороговые смещения кромок, выраженные в мм;

- выполняется сравнение этих определений с величиной фактически измеренного смещения кромок Дф сварного шва и принимается экспресс-решение, исходя из условий:

1 случай: 8 = 15 мм II случай: 8 = 19 мм

дефект безопасен, если Дф<А(4,5) Дф£С(9,5)

дефект требует прочностного усиления, если А(4,5)<Дф<В(7,5) С(9,5)<Дф <0(13)

дефект недопустим, если ДФ>В(7,5) ДФ>Р(13)

Основные положения этой методики положены в основу стандарта предприятия СТП 8828-170-04 «Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок», действующего в ООО «Севергазпром» с 2004 г.

В четвертой главе изложены методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических трубопроводов, связанные с нарушением проектных схем прокладки или возникновением дополнительных силовых воздействий в результате просадки, разрушения или выпучивания опорных конструкций, а также с прочностным усилением механических повреждений труб или некачественных сварных стыков, включая оценку величины допустимого смещения их кромок. С этой целью в разделе разработана конструкция и аналитически обоснован метод стабилизации напряженного состояния технологических надземных трубопроводов в процессе их эксплуатации, основанные на принципе автомодельного уравновешивания силовых воздействий, возникающих при просадке, разрушении или выпучивании опорных узлов. Этот принцип реализован в конструкции самокомпенсирующейся трубопроводной опоры с телескопическим подвижным упором, постоянство величины силового контакта которого с телом поддерживаемой трубы обеспечивается регулируемым противовесным рычажно-консольным механизмом (рисунок 6).

Рисунок 6 - Схема опоры для надземных трубопроводов 1 - основание; 2 - стойка; 3 - ложемент опоры; 4 - трубопровод; 5 - пазы; 6 - кронштейн; 7 - ось рычага; 8 - рычаг; 9 - груз; 10 - фундамент опоры

Устройство обладает технической новизной, что подтверждается патентом на изобретение Я11 2 308 633 С2 по заявке № 2005137888/06 от 05.12.2005.

Также предложен критерий оценки эффективности конструкции усиливающего бандажа в виде относительного показателя:

К*=1 +(5о-02н/502О), (14)

позволяющего обосновать допустимый монтажный зазор между бандажом и наружной поверхностью усиливаемой трубы и вычислить относительный уровень снижения деформационных напряжений Ко при заданных параметрах усиливающего бандажа (5о; Оо; 80 / 8; 0„ / Оо) или задать те же параметры по величине потребного снижения деформационных напряжений К„ в усиливаемой трубе до безопасного уровня. Схема усиливающего бандажа с регулируемыми параметрами представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 - Схема усиливающего бандажа с композитным заполнением 0„, 0ВН - наружный и внутренний диаметры трубы; Эо, и - наружный диаметр и длина бандажа; 8 , 80, 83 - толщина стенки трубы, бандажа и зазора между ними; 1 - эле-

менты сварного соединения; 2 - кольцевой сварной шов; 3 - оболочка бандажа; 4 - полумуфты оболочки; 5 - композитный состав; 6 - торцевой герметик; 7 - монтажный сварной шов; 8 - установочные винты

Методика оценки величины допустимого смещения кромок сварных стыков включает измерительные и расчетные работы. Измеряют периметр Э сварных элементов (рулеткой по ГОСТ 7502-98), толщину стенок 81 (УЗ-толщиномером с погрешностью измерения не более 0,1 мм) и фактическое смещение кромок (универсальным шаблоном сварщика УШС). Затем вычисляют наружный диаметр сварных элементов

0„ = Б/тс-(21р +0,2), (15)

где - толщина полотна рулетки, мм; 0,2 - припуск на прилегание рулетки, мм, а также производят определение величины разнотолщинности 6р сварных элементов по правилу:

бр = |бсР1 -бср2|/ш1п{бср1;бср2}].100% (16)

5 (17)

где N - количество точек контроля.

При 5р < 5% сварное соединение считается равнотолщинным, при бр > 5% - разно-толщинным.

Для равнотолшинных элементов максимальное фактическое смещение кромок Дфах определяют из ряда:

Дфах =тах{л1;Д2...Дм;Д|} (18)

где Д1г - величины наружного смещения сварных кромок в ¡-ых контрольных точках.

Для разнотолщинных элементов, кроме измеренных по наружной поверхности максимальных значений фактического смещения кромок, определяемых из ряда:

Д, =тах{д1;Д2...Дм;Д|}, (19)

определяют максимальные значения фактического смещения кромок Д[ по внутренней поверхности (рисунок 8) из формулы:

Д; = 50-6Т+Д; (20)

а б

Рисунок 8 - Параметры, учитываемые при оценке опасности смещений кромок сварного шва, состоящего из элементов с разной толщиной стенки

1 - наружная поверхность элементов сварного соединения; 2 - внутренняя поверхность элементов сварного соединения; 3 - сварной шов; 60 - толщина стенки отвода; 5т - толщина стенки трубы; Д, Д' - наружное и внутреннее смещение кромок сварного шва соответственно.

Затем вычисляют допустимую величину смещения кромок [Д] в соответствии с выражениями (11) - (13), имеющими вид [д]=тт{5-[т-к;-8/(0,405-ки-р-Ои)|- -1,11; 0,5-б}, и сравнивают полученные значения с фактическими смещениями из (18), (19) и (20):

если {ДфЭХ; А; Д'}^ [д] - смещение допустимо;

если [д]< {Дфах;Д;Д'}< 0,5-5- смещение потенциально опасно, что требует снижения категорийности применения и постановки мониторинга за техническим состоянием сварного шва;

если {Дфах;Д;Д'}>0,5-5 - смещение недопустимо (шов должен быть удален или усилен).

В разделе приведены примеры оценки степени опасности сварных соединений со смещением кромок для равнотолщинных и разнотолщинных сварных конструкций.

В пятой главе представлена оценка практической значимости и экономической целесообразности выполненных исследований. Практическая ценность заключается в разра-

ботке алгоритмической схемы оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов, представляющей системную базу этапного построения диагностического обследования и методическую основу для формирования оценочного расчетно-измерительного комплекса. Этот комплекс включает методику расчетно-аналитического моделирования напряженно-деформированно-го состояния надземных трубных обвязок на основе анализа их фактической и проектной геодезической привязки, методику оценки фактического запаса эксплуатационной работоспособности труб по величине остаточной толщины их стенок, методику определения степени поврежденности формы цилиндрических оболочек труб, методику учета влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов и методику расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок сварных швов. Практическое значение имеет методика оптимизации отбраковочного критерия по степени опасности дефектов формы сечения труб, связанных с гофрированием или вмятинами на их цилиндрической поверхности. Основные положения этой методики использованы при разработке стандарта предприятия «Север-газпром» СТП 8828-169-01 «Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах». Практически значима для сокращения объемов ремонтных работ и методика расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок сварных швов, принятая в ООО «Севергазпром» в качестве стандарта предприятия СТП 8828-170-04 «Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок». Новым техническим решением является разработанная в результате диссертационных исследований конструкция опоры, обеспечивающая неизменность силового контакта с газотранспортной трубой за счет телескопически выдвижного стакана, уравновешенного контргрузами, размещенными подвижно на поддерживающих телескопический стакан рычагах (патент РФ на изобретение 2 308 633 С2 по заявке № 2005137888/ 06 от 05.12.2005 г.). Экономическая целесообразность выполненных разработок оценена на примере аттестации технического состояния технологических трубопроводов на одной из компрессорных станций ООО «Севергазпром». Количественные результаты диагностических обследований, положенные в основу экономического расчета, приведены в разделе 3 диссертационной работы. Расчеты выполнены в соответствии с «Внутрикорпоративными правилами оценки эффективности НИОКР» (приказ ОАО «Газпром» № 70 от 16.08.2004 г.). Экономическая эффективность вследствие уменьшения объема ремонтных работ определяется по этим правилам из выражения:

Мразм . .

Э = Срек- Е (кетоиЛ-(^ч), (21)

¡=1

где СРек - стоимость реконструкции участка; N^ - количество участков; кСТоим - коэффициент изменения стоимости; Npa3H - типоразмеров участков.

Экономическая эффективность от разработанных мероприятий для указанного примера составила Э = 4374, 03 тыс.руб.

Основные выводы

1. Проанализированы и определены пути совершенствования и развития методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

2. Сформулирован исследовательский методологический комплекс, включающий неразрушающие и силовые виды контроля технического и прочностного состояния обследуемых объектов.

3. Предложен и обоснован относительный показатель оценки ресурса эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов с учетом текущего напряженно-деформированного и прочностного состояния (R0n =КД/ Кнтд).

4. Выполнено комплексное обоснование методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов и предложен методический комплекс для их реализации, включающий:

- методику оценки опасности нарушения проектного пространственного заложения трубопроводной конструкции с целью уменьшения объемов отбраковочно-ремонтных работ по исправлению вертикальных невязок;

- методику оценки действительного запаса эксплуатационной работоспособности в зависимости от фактической толщины 8 стенок труб обследуемых технологических элементов газопроводной обвязки;

- методику оценки влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов;

- методику оценки степени опасности деформационных дефектов, связанных с нарушением формы сечения труб;

- методику определения допустимых величин смещения кромок сварного шва, обеспечивающих нормативные требования прочностной безопасности обследуемых трубных конструкций.

5. Разработаны методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов, включающие способ стабилизации напряженного состояния газопроводной обвязки с помощью телескопической опоры и метод усиления дефектного сварного шва бандажным устройством с регулируемым зазором, обеспечивающим расчетное снижение деформационных напряжений до безопасного уровня.

6. Оценена практическая и экономическая значимость работы, заключающаяся в разработке ведомственных руководящих документов, технических устройств и методик, направленных на уменьшение объема ремонтно-восстановительных работ, экономическая эффектность которого по одной компрессорной станции составила 4374, 03 тыс.руб.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1.Аленников С.Г. Анализ общих признаков, объединяющих региональные группы аварийных разрушений магистральных газопроводов / Ю.А. Теплинский, Ю.В. Илатовский, С.Г. Аленников, А.Н. Колотовский// Юбил. научно-техн. сб., посвящ. 30-летию образования предпр. «Севергазпром»: Ухта, Севернипигаз. -1999. - С.433-441.

2. СТП 8828-169-01. Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах/ Разработчики: Ю.В. Илатовский, Ю.А. Теплинский, В.М. Шарыгин, С.Г. Аленников и др.: Ухта, ООО «Севергазпром». - 2001. -56 с.

3. Аленников С.Г. Усиливающий эффект композиционных муфт, применяемых для ремонта/А.Я. Яковлев, С.Г.Апенников, В.М. Шарыгин, И.В. Максютин// Газовая промышленность. - М.: ООО «ИРЦ ГАЗПРОМ». - 2002. - №4. - С.10-19.

4. Аленников С.Г. Анализ причин аварийности разрушений магистральных газопроводов в ООО «Севергазпром» / М.А. Конакова, А.Я.Яковлев, С.Г.Аленников, С.В.Романцов и др.// Газовая промышленность.- М.: «ИРЦ ГАЗПРОМ» - 2003.- №5. -С.63-64.

5. СТП 8828-170-04. Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок/ Разработчики: Н.В. Долгушин, Ю.А. Теплинский, И.Н. Бирилло, С.Г. Аленников и др.: Ухта, ООО «Севергазпром». - 2004. - 26 с.

6. Аленников С.Г. Результаты экспериментальных исследований прочности кольцевых сварных швов магистральных газопроводов с дефектами / А.Я. Яковлев, Т.Т.Алиев, С.Г.Аленников, Ю.А. Теплинский и др. // Газовая промышленность,- М.: «ИРЦ ГАЗПРОМ» - 2004. - №1. - С.62-64.

7. Аленников С.Г. Опора трубопровода / С.Г.Аленников, Т.Т.Алиев, A.C. Кузьбожев, Р.В. Агиней и др. // Патент RU 2 308 633 С2 F16L 3/26 № 2005137888/06 (042313) от 05.12.2005 г. Опубл. 20.10.2007. Бюл.№29.

8. Аленников С.Г. Применение акустических методов при стендовых испытаниях фрагментов технологических трубопроводов / С.ПАленников, И.Ю. Быков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2005. - №12. -С.22-26.

9. Алейников С.Г. К вопросу о повышении эксплуатационной надежности технологических трубопроводов компрессорных станций/ И.Н. Бирилло, И.Ю.Быков, Ю.А. Теп-линский, С.Г. Алейников // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - М.: МФ НИИНГ,- 2006. - №1. - С.37-42.

10. Аленников С.Г. Об эксплуатационном нормировании смещения кромок кольцевых сварных швов технологических трубопроводов компрессорных стаций / Ю.А. Теплин-ский, И.Н. Бирилло, С.Г.Аленников, Т.Т.Алиев // Матер, конф., посвящ. 45-летию Север-нипигаза. Часть 2: Ухта, филиал «СЕВЕРНИПИГАЗ». -2006. - С.95-101.

11. Аленников С.Г. Развитие нормативной базы при расчете сварных швов на прочность/ С.Г. Аленников, И.Ю.Быков// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2006. - №1. - С.29-31.

12. Аленников С.Г. Расчет допустимого всмещения кромок сварных соединений трубопроводов/ С.Г. Аленников, И.Ю.Быков// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2006. - №1. - С.31-33.

13. Аленников С.Г. Развитие нормативно-методической базы управления качеством продукции/ С.Г. Аленников, И.Ю.Быков// Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - М.: МФ НИИНГ. - 2007. - №1. - С.7-11.

14. Аленников С.Г. Эксплуатационная работоспособность труб технологических газопроводов/А.Я. Яковлев, С.Г. Аленников, Ю.А. Теплинский, И.Ю.Быков// Под общей редакцией докт. техн. наук, проф. И.Ю. Быкова. - М.: ООО «ЦентрЛитнефтеГаз». - 2008. -272 с.

Подписано в печать 19.11.2008 г. Формат А5 Уч. изд. л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ № 8753 Отпечатано в отделе оформления и выпуска документации Севернипигаза ул. Севастопольская, 1а, г. Ухта, Республика Коми, 169300

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Аленников, Сергей Геннадьевич

Перечень условных обозначений.

Введение.

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ.:.-.

1.1. Анализ факторов, влияющих на работоспособность газопроводных систем.

1.1.1. Несущие опоры и их роль в обеспечении эксплуатационной работоспособности объекта.

1.1.2. Дефекты стенок трубных элементов и их влияние на несущую способность конструкции.

1.1.3. Механические повреждения цилиндрической поверхности труб.

1.1.4. Дефекты сварных швов и их влияние на работоспособность сварных соединений.

1.2. Методы контроля, используемые для оценки технического состояния газопроводных технологических сооружений.

1.3. Нормативные требования к качеству надземных газопроводных систем.

1.3.1. Требования, предъявляемые к оценке пространственного положения газопроводных конструкций.

1.3.2. Основные требования, предъявляемые к трубным элементам.

1.3.3. Основные требования, предъявляемые к сварным соединениям.

1.4. Опыт обеспечения безопасной эксплуатации надземных газопроводных обвязок.

1.5. Системность оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов.

1.6. Цель и задачи исследования.

2. КОМПЛЕКС МЕТОДИК ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Визуально-измерительный контроль.

2.2. Измерение толщины стенки труб.

2.3. Измерение твердости.

2.4. Рентгенографирование и ультразвуковое сканирование.

2.5. Акустико-эмиссионный контроль.

2.6. Магнитовихретоковый контроль.

2.7. Измерение коэрцитивной силы.

2.8. Испытания образцов металла на растяжение.

2.9. Металлографические исследования.

2.10 Гидравлические полигонные испытания кольцевых сварных швов на разрыв.

3. КОМПЛЕКСНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ.

3.1. Оценочные критерии.

3.2. Работоспособность надземных газопроводных конструкций при непроектной конфигурации их оси.

3.2.1. Методологический подход.

3.2.2. Анализ геодезической привязки текущих высотных отметок.

3.2.3. Расчетное обоснование напряженно-деформированного состояния.

3.2.4. Расчет допустимых напряжений.

3.2.5. Результаты инструментальной оценки уровня напряжений в трубопроводной обвязке.

3.3. Анализ фактического запаса работоспособности элементов газопроводной обвязки.

3.3.1. Основные методические положения.

3.3.2. Результаты толщинометрии элементов газопроводной обвязки и их анализ.

3.4. Учет влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов.

3.4.1. Результаты освидетельствования дефектов механического происхождения и их анализ.

3.4.2. Расчетные зависимости для оценки прочности трубного элемента с задирами, зарубками, забоинами.

3.4.3. Результат расчета ресурса эксплуатационной работоспособности трубных элементов с дефектами.

3.5. Учет влияния дефектов формы на эксплуатационную надёжность трубных элементов.

3.5.1. Общие понятия.

3.5.2. Анализ обоснованности нормативного ранжирования вмятин по степени их опасности на основе расчетного моделирования.

3.5.3. Оценка опасности дефектов формы по концентрации напряжений.

3.5.4. Сравнительная оценка степени опасности дефектов формы труб по действующей и предложенной методикам.

3.6. Обоснование влияния смещения кромок сварных швов.

3.6.1. Методический подход.

3.6.2. Результаты экспериментальной оценки прочности сварных швов со смещением кромок.

3.6.3. Аналитическое обоснование условия эксплуатационной работоспособности сварных швов со смещенными кромками.

3.6.4. Экспресс-метод определения степени опасности смещения кромок сварного шва.

4. МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ

РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ГАЗОПРОВОДОВ.

4.1. Стабилизация напряженного состояния технологических газопроводов при их эксплуатации.

4.1.1. Общие положения.

4.1.2. Описание опоры.

4.1.3. Расчетное обоснование опоры.

4.1.4. Детализация предлагаемой опоры.

4.1.5. Технология монтажа опоры.

4.2. Усиление участков технологических газопроводов пониженной прочности.

4.2.1. Общие положения.

4.2.2. Оценка эффективности усиливающего бандажа.

4.2.3. Пример оценки эффективности усиления газопровода бандажом с композитным заполнением межтрубного пространства.

4.3. Оптимальный метод выбраковки сварных швов.

4.3.1. Общие положения.

4.3.2. Методика расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок для промышленного использования.

4.3.3. Примеры оценки степени опасности сварных соединений со смещением кромок.

5. ПРАКТИЧЕСКАЯ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ.

5.1. Практическая значимость полученных результатов исследований.

5.2. Экономическая целесообразность выполненных разработок.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России"

Общая характеристика работы Актуальность работы. Главным содержанием научно-технической политики ОАО «Газпром» является ориентация на интенсивные технологии и оборудование, обеспечивающие высокую работоспособность, экономическую эффективность, ресурсосбережение, надежность, промышленную и экологическую безопасность объектов газопроводного транспорта. Это в полной мере относится к технологическим газопроводным системам, выполняющим роль операционных управляющих каналов, предназначенных для реализации основной технологической задачи - магистрального транспорта газа. Состояние эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов определяется динамикой режимов перекачки газа, знакоперемен-ностью массовых сил в трубных конструкциях надземно-подземного заложения и консолидационными подвижками грунтов природного, техногенного или климатического (например, пучение) характера. Все это учитывается проектно-конструкторской документацией в соответствии с нормативно-техническими требованиями по прочностной надежности газопроводной сооружений. Помимо нормативного коэффициента запаса прочности, эти требования регламентируют отбраковочные критерии, значения которых предполагают принятие однозначных мер по устранению обнаруженных дефектов или нормативных несоответствий. Однако анализ существующих методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов показал, что выявляемые в процессе эксплуатации дефекты или нормативные несоответствия часто неадекватны фактической несущей способности трубных конструкций. Это связано с реально возникающей при строительстве пересортицей трубных элементов, с завышением их параметров прочности, толщин стенок и т.п. Тогда формальная отбраковка таких несоответствий приводит к необоснованно завышенному объему ремонтно-восстановительных работ и, следовательно, к повышению себестоимости единицы транспортируемого газа. Такое положение дел предопределяет необходимость и целесообразность уточнения и развития методов оценки эксплуатационной работоспособности, положенных в основу диагностического обследования технического состояния технологических газопроводов, обеспечивающих принятие оптимальных решений об отбраковке дефектных участков, их ремонтном восстановлении или продлении срока эксплуатации. Таким образом, развиg тие и совершенствования методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов являются задачами актуальными.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:

- сформирован комплекс методик для проведения исследований;

- разработаны методы обеспечения эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов;

- оценена практическая и экономическая значимость выполненной работы.

Научная новизна.

4. Разработан критерий оценки допустимого значения смещения кромок в стыках сварных швов.

Основные защищаемые положения. Основными защищаемыми положениями диссертационной работы являются:

- ведомственные документы в виде стандартов предприятия, включающих основные положения диссертации.

Практическая ценность работы.

3. Разработаны конструкция самокомпенсирующейся трубопроводной опоры (патент RU 2 308 633 С2) и экспресс-метод для определения допустимого смещения кромок сварного шва.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы добычи, подготовки и транспорта нефти и газа» (Ухта, УГТУ, 2000 г.), на семинарах-совещаниях ООО «Севергазпром» «Повышение уровня надежности и эксплуатации магистральных газопроводов, ГРС и объектов газоснабжения» (г. Вологда, 2002, 2003 гг.; Мышкин, 2004 г.) и «Повышение эксплуатационной надежности оборудования газокомпрессорных станций» (Мышкин, 2005 г.), на Всероссийской конференции «Большая нефть: проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока» (г.Ухта, УГТУ, 2003 г.), на II Межрегиональной практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (г.Ухта, УГТУ, 2004 г.), на совместных научных семинарах кафедр ПЭМГ и МОН и ГП (г.Ухта, УГТУ, 2005, 2006, 2007, 2008 гг.).

В процессе работы использованы фундаментальные положения и результаты, полученные в работах А.В.Алексашина, Н.П.Алешина, С.А.Бобровского, Б.И.Борисова, И.Н.Бирилло, Б.В. Будзуляка, А.И. Гриценко, В.А. Динкова, Ю.В. Платовского, А.Т. Санжаровского, Ю.А. Теплинского и др.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Аленников, Сергей Геннадьевич

Основные выводы по анализу геодезических измерений заключаются в следующем.

Результаты геодезической съемки ТПО нагнетателей и АВО-газа свидетельствуют о наличии участков с уклонами, достигшими или превышающими предельную величину, регламентированную Инструкциями [34;35]. Однако в связи с тем, что информация о высотном положении трубопроводов после монтажа отсутствует, вывод о критическом состоянии их работоспособности является преждевременным. Действительно, зафиксированное высотное положение обвязок может являться как следствием деформации опор и подземных коллекторов в процессе эксплуатации, так и следствием несоосности стыкуемых элементов и отклонения высотных отметок верха опор от проектных значений в процессе выполнения строительно-монтажных работ. Одним из критериальных показателей в этой ситуации является уровень напряженного состояния элементов трубопроводной обвязки. Если имеет место первый случай, т.е. деформация трубопроводов возникла в процессе эксплуатации, то на участках со сверхнормативными уклонами и прогибами уровень напряжений должен быть существенно выше, чем на прямолинейных участках.

Нагнетатель Н34 а с »

X з к Ю о >. о cl

J t ш (б

2 *

Й)

S Ш m — о g

Iь 5

200 150 100 50 0 -50 -100 -150 -200 -250 -300 входная пиния ч выходная линия u ч S Ч

0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0

Расстояние, м

30,0 35,0 40,0 45,0

Нагнетатель Н38 г 5 ее it

1 £ m га х га а)

S ш ш —

0 го

1 i

250 200 150 100 50 0 -50 -100 л / t \ выходная ЛИН ия 1 г \ г- — > к \

V Y - \ В ходна я линия ч

0,0 2,0 4.0 6.0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 22,0 24,0 26,0 28,0

Расстояние, м

Нагнетатель Н39 s Е 5 к Ю о ^ В

5 т ш га X го <[> m ш —

0 го

1 Е 5

860 840 820 800 780 760 740 720 700 680

А* ^ ■г"

-Л N выходная линия / т> S V /

У * N /

X вугтыэа nuuua Г

0.0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 22,0 24,0 26,0 28,0

Расстояние, м входная линия; регулирующая арматура; более 10 мм/м) выходная линия; Д - опоры; [Ж] - запорноучастки с превышением допустимого уклона

Рисунок 3.3 - Результаты геодезической съёмки обвязки нагнетателей nt

Вход£ LT газа | X

200<H3000

3000-3600

Секции ( ( ABO опорные элементы N Б г

2000+3000 1

3000+3600

Выход газа у '///

Рисунок 3.4 - Схема положения точек {•) геодезической съёмки трубопроводов АВО-газа

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ существующих методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов. Показано, что выявляемые в процессе эксплуатации нормативные несоответствия трубных конструкций требованиям промышленной безопасности часто неадекватны их фактической несущей способности. Это связано с реально возникающей при строительстве пересортицей трубных элементов, с завышением их параметров прочности, толщин стенок и т.п. Тогда формальная отбраковка таких несоответствий приводит к необоснованно завышенному объему ремонтно-восстановительных работ и, следовательно, к повышению себестоимости единицы транспортируемого газа. Такое состояние дел предопределило необходимость разработки схемы системной организации диагностических работ, положенной в основу диагностического обследования технического состояния технологических газопроводов с целью принятия оптимальных решений об их отбраковке, назначении ремонтно-восстановительных работ или продлении срока эксплуатации.

2. Разработан комплекс методик для исследования конструктивных особенностей технологических газопроводов и оценки влияния разнообразной дефектности на их напряженно-деформированное состояние. Комплекс включает стандартный визуально-измерительный контроль технического состояния обследуемых обвязок с методикой измерений и устройствами для определения профиля и кривизны механических дефектов; ультразвуковую толщинометрию; механическую и ультразвуковую твердометрию; рентгенографический и ультразвуковой поиск внутренних структурных дефектов сварных швов с акустико-эмиссионным контролем их развития под воздействием эксплуатационных нагрузок; магнитовихретоковое выявление трещи-ноподобных дефектов в околошовной зоне; метод магнитной структуроскопии по величине коэрцитивной силы для оценки уровня напряженно-деформированного состояния металлических и сварных конструкций; методику металлографической микроскопии сталей, а также стандартный метод их механических испытаний на разрывной машине. Все приборы занесены в Государственный реестр, имеют сертификаты соответствия и поверочные аттестаты.

3. Предложен и обоснован относительный показатель Ron для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности газопроводных конструкций с учетом их текущего напряженно-деформированного и прочностного состояния, определяемый как отношение фактически действующего запаса прочности Кд его к нормативно заданному Кнтд значению (Ron = Кд / Кнтд): при Ron > 1 эксплуатационная работоспособность оценивается как обеспеченная дополнительным запасом несущей способности, что является условием возможности безопасной эксплуатации газопроводных конструкций без ограничений; при Ron ~ 1 (+5%; 0) ресурс эксплуатационной работоспособности оценивается как нормативно обеспеченный, но такое состояние предполагает постановку инструментального мониторинга с целью перспективного планирования ремонтно-предупредительных мер по регулированию эксплуатационных нагрузок или прочностному усилению дефектных участков; при показателе Ron < 1 ресурс эксплуатационной работоспособности по прочностным показателям является необеспеченным, что требует проведения оперативных восстановительных работ по удалению и замене дефектных участков.

4. Предложена и апробирована методика для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности надземных трубопроводных конструкций при нарушении их проектного пространственного заложения с целью снижения объемов отбраковочно-ремонтных работ по исправлению обнаруженных вертикальных невязок; методика основана на анализе геодезической привязки текущих высотных отметок трубопроводных конструкций к их проектным значениям с аналитическим моделированием методом конечных разностей в оболочке COSMOS М возможных деформационных напряжений арас и сравнением этих значений с фактически измеренными величинами стизм на обследуемом участке; при совпадении этих значений участок относят к деформационно-напряженным, а фактически установленную величину напряжений, равную страс- стизм = ст, сопоставляют с допустимой [а] для рассматриваемого материала, причем фактически действующий коэффициент запаса прочности в выражении оптимизационного показателя Ron = Кд /Кнтд получает вид Кд = [ст]/а, где допустимая величина [а] определяется из соотношения [а] = min {R-i; R2}, а расчетные сопротивления растяжению Rt и сжатию R2 вычисляют в соответствии со СНиП 2.05.06-85* по формулам R1 = R-i • m / (ki • кн) и R2 - R2 ■ m / (к2 • кн). Тогда значение оценочного показателя определяется из выражений: при растяжении

Ron(p) = R?™2 /(а • п • к? ■ кн), при сжатии Ron(c)K) = RH2m2 /(ст • n • к1 • к2 ■ к^).

5. Предложена и апробирована методика оценки действительного запаса эксплуатационной работоспособности элементов трубопроводной обвязки в связи с завышением фактического коэффициента запаса прочности при проектировании или пересортице труб в процессе строительства, при этом дополнительный запас прочности Кд в формуле оценочного критерия Ron = Кд / Кнтд предлагается определять отношением измеренной толщины стенки 5 к минимально допустимому расчетному значению 5Р в виде Кд = 5 / 5Р, где 5Р определяется в соответствии со СНиП 2.05.06 -85* из выражения 5Р = 0,5 ■ п • р • DH • л / (R1 + п • р). Тогда численное значение оптимизационного показателя для оценки ресурса эксплуатационной работоспособности трубных элементов по их фактической толщине стенок определяется из выражения Ron {5) = 2 5m (R1 + п • р) / (п2 • р • DH • т| ■ ki - kH).

6. Учет влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов оценивается относительным показателем ^оп(ТДеф)= 25-сткц х х m /(DBH • р ■ n ■ k, • kH) - для точечных и Ron(n деф) = 25 • RHi • Косл х m /(DBH х р - n х ^ • кн)

- для ленточных дефектов, числитель которого определяется как отношение разрушающего давления к проектному (рабочему) в виде Кд = рра3р / р, где величина Рразр для точечных дефектов вычисляется по предельным кольцевым напряжениям Рразр = 28 стКц / DBH, а для ленточных - по предельной нормативной разрушающей нагрузке на растяжение RiH с учетом коэффициента ослабления Косл стенки трубы механическим дефектом рразр = 28 RHi -K0Cn / DBH

7. Степень опасности деформационных дефектов труб, связанных с нарушением их формы сечения (гофры, вмятины и др.), предложено определять в соответствие с выражением Ron^c) = 2-52R" /(n-p)+l] j / [DH • r|• (б + 6ш00)], представляющим собой оценочный показатель, числителем которого является коэффициент дополнительного запаса прочности в виде соотношения фактической толщины стенки 8 и ее расчетного минимально допустимого значения 8Р в виде Кд = 8 / 5Р, а знаменателем - теоретический коэффициент концентрации напряжений, вычисленный по феноменологической формуле Кт = 1 + 6ю0о / 8.

8. Обоснованы критерии и разработан экспресс-метод оценки фактических значений смещения кромок Дф сварных швов на основе определения минимально допустимых [Д] величин опасного Доп и предельного Дпр состояний в соответствии с выражением [д] = тт(д0п;дпр}, где Доп =б{ [m-R^5/(0,405-kH-p-DBH)]-1,l} , а Дпр=

0,58, при этом условие Дф < min {Доп,} свидетельствует о том, что фактическая величина смещения кромок Дф сварного стыка является безопасной для текущей эксплуатации при заданных режимах работы; при условии min {Доп} < Дф < min {Дпр} -фактическая величина смещений кромок Дф сварного стыка допустима для текущей эксплуатации с учетом контроля режимов работы или прочностного усилия сварного шва; при Дф > Дпр - фактическая величина смещения кромок Дф сварного стыка недопустима для текущей эксплуатации и подлежит безусловной отбраковке с последующей заменой на бездефектный элемент.

9. Предложен и аналитически обоснован метод стабилизации напряженного состояния технологических надземных газопроводов в процессе их эксплуатации, основанный на принципе автомодельного уравновешивания силовых воздействий, возникающих при просадке, разрушении или выпучивании опорных узлов; этот принцип реализован в конструкции самокомпенсирующейся трубопроводной опоры с телескопическим подвижным упором, постоянство величины силового контакта которого с телом поддерживаемой трубы обеспечивается регулируемым противовесным рычажно-консольным механизмом; устройство обладает технической новизной, что подтверждается патентом России на изобретение RU 2 308 633 С2 по заявке № 2005137888/06 от 05.12.2005г.

10. Предложен критерий оценки эффективности конструкции усиливающего бандажа в виде относительного показателя = 1 + (5о • D2H / 5D2o), позволяющего обосновать допустимый монтажный зазор между бандажом и наружной поверхностью усиливаемой трубы и вычислить относительный уровень снижения деформационных напряжений при заданных параметрах усиливающего бандажа (50; D0; 50 / 5; DH / Do) или задать те же параметры по величине потребного снижения деформационных напряжений Ка в усиливаемой трубе до безопасного уровня.

11. Разработаны технологическая схема организации работ и методика оценки опасности смещения кромок сварных швов, апробированные в процессе обоснования конструктивной прочности трубопроводной обвязки АВО-газа цеха №2 КС-10 Сосногорского ЛПУМГ ООО «Севергазпром» и обеспечившие оптимальный подход к отбраковке дефектов.

12. Комплекс методов оценки эксплуатационной работоспособности труб технологических газопроводов, сформированный по результатам диссертационных исследований, включает методику расчетно-аналитического моделирования напряженно-деформационного состояния надземных трубных обвязок на основе анализа их фактической и проектной геодезической привязки, методику оценки фактического запаса эксплуатационной работоспособности труб по величине остаточной толщины их стенок, методику определения степени поврежденности цилиндрических оболочек труб, методику учета влияния дефектов механического происхождения на прочность трубных элементов и методику расчетного обоснования величины допустимого смещения кромок сварных швов.

13. Результаты диссертационных исследований использованы при разработке стандартов предприятия ООО «Севергазпром» СТП 8828-169-01 «Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах» и СТП 8828-170-04 «Сварные швы технологических трубопроводов компрессорных станций. Расчетное обоснование величины допустимого смещения кромок».

14. Опубликована монография «Эксплуатационная работоспособность труб технологических газопроводов» (рецезент докт.физ-мат. наук, профессор Ю.С. Даниэлян, ОАО «Гипротюменнефтегаз»), предназначенная для научных и инженерно-технических работников проектных организаций и производственных газотранспортных предприятий, а также для студентов высших учебных заведений нефтегазового профиля.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аленников, Сергей Геннадьевич, Ухта

1. Агишев В.Н. Совершенствование методов определения остаточного ресурса газопроводов с дефектами формы труб // Автореф. дисс. на соискание уч. степ, канд. техн. наук. Уфа, 2005. - 24 с.

2. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчёт магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие М.: Недра, 1982. - 341 с.

3. Апенников С.Г. Анализ причин аварийности разрушений магистральных газопроводов в ООО «Севергазпром» / М.А. Конакова, А.Я.Яковлев, С.Г.Апенников, С.В.Романцов и др.// Газовая промышленность. 2003 - №5. - С.63-64.

4. Апенников С.Г. К вопросу о повышении эксплуатационной надежности технологических трубопроводов компрессорных станций/ И.Н. Бирилло, И.Ю.быков, Ю.А. Теплинский, С.Г. Апенников // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2006. - №1. - С.37-42.

5. Апенников С.Г. Мониторинг изоляционных работ при строительстве залог длительной и надежной эксплуатации трубопроводов нового поколения/ С.Г. Апенников, Ю.А. Теплинский// Потенциал. - 2002. - №5. - С.59-61.

6. Апенников С.Г. Опора трубопроводов / С.Г.Апенников, Т.Т.Алиев, А.С. Кузь-божев, Р.В. Агиней и др. // Патент РФ на изобретение RU 2 308 633 С2 по заявке № 2005137888/06 от 05.12.2005. Опубл. 20.10.2007. Бюл. №29.

7. Апенников С.Г. Применение акустических методов при стендовых испытаний фрагментов технологических трубопроводов / С.Г.Апенников, И.Ю. Быков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - №12. - С.22-26.

8. Апенников С.Г. Результаты стендовых испытаний коррозионно-поврежденных труб/ И.Н.Бирилло, Ю.А. Теплинский, С.Г.Апенников// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003. - №12. - С.27-29.

9. Алейников С.Г. Результаты экспериментальных исследований прочности кольцевых сварных швов магистральных газопроводов с дефектами / А.Я. Яковлев, Т.Т.Алиев, С.Г.Аленников, Ю.А. Теплинский и др. // Газовая промышленность. -2004.-№1. С.62-64.

10. Альбом аварийных разрушений на объектах линейной части магистральных газопроводов ООО "Севергазпром". Ухта, филиал ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз", 2002. - 337 с.

11. Бирилло И.Н. Совершенствование методов оценки работоспособности газопроводных труб с коррозионными повреждениями (на примере ООО «Севергазпром»)/ Дисс. на соискание учен, степени канд. техн. наук. Ухта: УГТУ, 2004. - 176 с.

12. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Шкулов С.А., Воронин В.Н., Алиев Т.Т., Пронин А.И. Стендовые испытания прочности кольцевых сварных швов с дефектами // Научно техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - № 2.-С. 26-30.

13. Бордубанов В.Г. Несущая способность трубы с поверхностными повреждениями: методы оценки // Строительство трубопроводов. 1986. - №8. - С. 36 - 37.

14. Бородавкин П. П., Синюков А. М. Прочность магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1984.-245 с.

15. Васин Е.С. Результаты натурных испытаний ремонтных конструкций нефтепроводов на долговечность. // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2002. - №4. - С. 10-16.

16. Воронин В.Н., Алиев Т.Т., Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н. Прочность сварных швов трубопроводов компрессорных станций // Науч. техн. сб. Сер.: Диагностика оборудования и трубопроводов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - №1. - С. 5357.

17. ВРД 39-1.10-032-2001. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности. М.: ВНИИГАЗ, 2001. - 78 с.

18. ВРД 39-1.10-063-2002. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами. М.: ВНИИГАЗ, 2002.

19. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. М.: ВНИИСТ, 1990.

20. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1. М.: ВНИИСТ, 1989.

21. ВСН 39-1.10-001-99. Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композитными материалами. М.: ВНИИГАЗ, 2000. -15 с.

22. ВСН 39-1.10-009-2002. Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 2002. - 12 с.

23. ГОСТ 10006-84. Трубы металлические. Методы испытаний на растяжение. -М.: Изд-во стандартов, 1984.

24. ГОСТ 14782 86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые. - М.: Изд - во стандартов, 1982 г.

25. ГОСТ 1497-80. Металлы. Методы испытаний на растяжение. М.: Изд-во стандартов, 1980.

26. ГОСТ 166-89. Штангенциркули. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1989.

27. ГОСТ 1778-70. Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений. М.: Изд-во стандартов, 1970.

28. ГОСТ 2405-88. Манометры, вакууметры, мановакууметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. М.: Изд-во стандартов, 1988.

29. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. М.: Госстандарт СССр, 1989. - 37с.

30. ГОСТ 427-75. Линейки измерительные металлические. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1975.

31. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна. М.: Изд-во стандартов, 1982.

32. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств. М.: Изд-во стандартов, 1987.

33. ГОСТ 7502-98. Рулетки измерительные металлические. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1989.

34. ГОСТ 7512 82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод. - М.: Изд - во стандартов, 1982 г.

35. ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод. М.: Изд-во стандартов, 1982.

36. ГОСТ 9012-72. Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю. М.: Изд-во стандартов, 1987.

37. ГОСТ 9450-76*. Измерение микротвердости вдавливанием алмазных наконечников. М.: Изд-во стандартов, 1976.

38. Захаров М.Н., Лукьянов В.А., Писаревский В.М. Оценка опасности локальных дефектов. // Нефтяное хозяйство. 1997. - №2. - С. 39-40.

39. Измерения, контроль, испытания и диагностика. / В.В. Клюев, Ф.Р. Соснин, В.Н. Филинов и др.; Под общ. ред. В.В. Клюева. // Т. 3 7. - М.: Машиностроение, 1996.-464 с.

40. Инструкция по нивелированию 1, 2, 3, 4 класса. М.: Недра, 1974.

41. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1991. -12 с.

42. Инструкция по проведению диагностического обследования (паспортизации) надземных технологических трубопроводов обвязок АВО газа. // Утв. членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 6. 03. 2000 г. М., 2000. - 51 с.

43. Инструкция по проведению диагностического обследования (паспортизации) надземных технологических трубопроводов обвязок нагнетателей ГПА. / Утв. членом Правления ОАО "Газпром" Б.В. Будзуляком 6. 03. 2000 г. М., 2000. - 57 с.

44. Камерштейн А.Г., Рождественский В.В., Ручимский М.Н. Расчет трубопроводов на прочность. Справочная книга. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1969. -440 с.

45. Карзов Г.П., Леонов В.П., Тимофеев Б.Т. Сварные сосуды высокого давления. -П.: Машиностроение, Ленингр. отд-е, 1982. -287 с.

46. Когут Н.С., Шахматов М.В., Ерофеев В.В. Несущая способность сварных соединений Львов: Свит, 1991. - 184 с.

47. Кордер И. Использование разрезных муфт, заполняемых эпоксидной смолой, для ремонта газопроводов // Pipe Line Ind. -1991. 74, № 7. - С. 25 - 26, 30-32.

48. Кордер И. Ремонт действующих трубопроводов. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1991. - №7. - С. 59-63.

49. Кудрявцев М.А. Влияние смещения кромок на механические свойства сварного соединения сплава АМг 6 // Сварочное производство, 1967, № 1.

50. Куркин С.А. Прочность сварных тонкостенных сосудов, работающих под давлением. М.: Машиностроение, 1976. - 184 с.

51. Куслицкий А.Б. Неметаллические включения и усталость стали. Киев: Техника, 1976.

52. Макаров И.И. Концентрация напряжений вблизи сферических и цилиндрических пор в сварных соединениях // Сварочное производство, 1975, № 5.

53. Макаров И.И. Концентрация напряжений от пор вблизи поверхностей. -Изв. вузов. Машиностроение, 1997, № 7.

54. Макаров И.И. Критерий оценки технологических дефектов в сварных конструкциях // Сварочное производство, 1975, № 12. С. 9 - 12.

55. Макаров И.И., Емельянова Т.М. Прочность и пластичность сварных стыковых соединений со смещением кромок // Материалы по металлическим конструкциям-М.: ЦНИИпроектстальконструкция, 1970, вып. 15.

56. Макаров И.И., Прохоров Н.Н., Завалишин Г.И. Концентрация напряжений вблизи сферических и цилиндрических пор в сварных стыковых соединениях // Сварочное производство, 1976, № 5. С. 25-26.

57. Метод ремонта трубопроводов путём установки на них муфт, заполняемых эпоксидной смолой //Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - №2. - С. 43-44.

58. Методика натурного обследования трубопроводов методами акустоэмис-сионного контроля. Утв. членом правления РАО Газпром Б.В. Будзуляком 22 июля 1998 г.-М.:, 1998.

59. Методика ультразвукового контроля качества нанесения заводского антикоррозионного покрытия на газопроводы 0 1020 -=- 1420 мм/ Исполнители: ЮА. Теплинский, А.С. Кузьбожев, А.В. Апексашип, Б.М. Райнов. М.: ОАО «Газпром», 1999. -11с.

60. MP 1209 05. Методика определения механических напряжений в технологических трубопроводах компрессорных станций по коэрцитивной силе материала. -Ухта, 2005. - 72 с.

61. Муфта, используемая для ремонта трубопровода. Заявка 96 / 19694 Меж-дунар. РСТ, МКИ6 F 16 L55 / 175 / Vatne I. № 094 / 00211. Заявл. 22. 12. 94 г. Опубл 27. 06. 96; НКИ 294 / 88.

62. О поведении дефектов в сосудах давления / А.Даффи, Р.Эйбер, У.Макси // В кн.: Новые методы оценки сопротивления металлов хрупкому разрушению. Пер. с англ. под ред. акад. Ю.Н.Работнова. М.: Мир, 1972. - С. 301 - 337.

63. Оборудование для обустройства, ремонта и обслуживания магистральных трубопроводов, нефтеналивных парков. Каталог продукции ОАО Курганхиммаш. -21 с.

64. Опора для длинномерных изделий случайной формы / Е.П. Жеребцов, М.М. Загиров, И.Ф. Калачев и др. // Патент РФ RU № 2137008 С 1, МПК 6 F 16 L 3/18. Заявка № 98102434/06. Заявл. 13.02.98. Опубл. 10.09.99. Бюл. № 25.

65. Опора надземного трубопровода / А.Д. Седых, З.Т. Галиуллин, С.В. Карпов и др. // Заявка на изобретение № 2001117186/06, МПК 7 F 16 L 3/01. Заявл. 25.06.2001. Опубл. 20.03.2003.

66. Опора трубопровода / А.Т. Александрова, В.А. Васин, А.А. Горюнов, Т.Е. Никитина // Патент РФ RU № 2211981 С 1, МПК 7 F 16 L 3/26. Заявка № 2002102949/06. Заявл. 06.02.2002. Опубл. 10.09.2003.

67. Осипов В.А., Фокин М.Ф. Герметичный усиливающий бандаж // Экспресс -инф., сер. Транспорт и хранение нефти. ВНИИОЭНГ. -1990. вып. 4. - С. 53-54.

68. Остсемин А.А., Заварухин В.Ю. Прочность нефтепровода с поверхностными дефектами. // Проблемы прочности. 1993. - №12. - С. 51-59.

69. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профиле-меров / К.В.Черняев, Е.С.Васин, В.А.Трубицын и др. // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - №4. - С. 8 - 12.

70. Оценка работоспособности труб при наличии концентрации напряжений // Строительство трубопроводов. 1984. - №2. - с.23-25.

71. Петров И.П., Спиридонов В.В. Надземная прокладка трубопроводов. Изд.2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1973. - 472 с.

72. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов. Киев: Наукова думка, 1975. - 703 с.

73. Применение эпоксидной смолы для ремонта трубопроводов // Экспресс -инф. Сер. Транспорт м хранение нефти и нефтепродуктов. Зарубеж. опыт / ВНИИОЭНГ. 1996. - № 7 - 8. - С. 16 - 17.

74. Протокол совещания по вопросу технического состояния надземных технологических трубопроводных обвязок оборудования КС и ДКС ООО "Кавказтрансгаз". Утв. 8 октября 2002 г. членом Правления ОАО "Газпром" Б. В. Будзуляком.

75. Р51 -31323949-42-99. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 68 с.

76. Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением / Мазель А.Г., Гобарёв Л.А., Головин С.В. и др. // Строительство трубопроводов. 1996. №1. - С. 16-22.

77. РД 03 606 - 03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю.- Государственное унитарное предприятие "Научно технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", 2003. - Сер. 03. - Вып 39. -104 с.

78. РД 03 131-97. Сосуды, аппараты, котлы и технологические трубопроводы. Акустико-эмиссионный метод контроля. М.: Госгортехнадзор России, 1997.

79. РД 34.10.130 96. Инструкции по визуальному и измерительному контролю. - М.: АНТЦ "Энергомонтаж", 1996. - 113 с.

80. РД 51-108-86. Инструкция по технологии сварки, резки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на магистральных газопроводах. М.: ВНИИГАЗ, 1986.-91 с.

81. РД 558-97. Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах. М.: ВНИИГАЗ, 1997.- 192 с.

82. РД ИКЦ "КРАН" 099 - 99 - 02. Методические указания "Магнитный контроль напряженно-деформированного состояния и остаточного ресурса сосудов, работающих под давлением, при проведении экспертизы промышленной безопасности". - М.:, 2002 г.

83. Рекомендации по применению акустико-эмиссионной диагностики технологического оборудования и трубопроводов газохимических комплексов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.

84. Ремонт дефектов газопровода Уренгой Ужгород с применением муфт / Кенегесов Ю.Т., Шишко В.А., Чернявский С.В. и др. // Строительство трубопроводов.-1996. - №6.-С. 3-5.

85. Ремонт нефтепровода. Заявка 2302154, Великобритания, МКИ6 F 16 L55 / 17 Clark D. № 95119319, Заявл. 13. 6. 95; Опубл. 8. 01. 97; НКИ F2P.

86. Ремонт трубопроводов с использованием эпоксидной смолы // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -1996.-№8-9.-С. 34.

87. Сагалевич В.М., Чашин С.М., Татаринов Б.П. Определение несущей способности сварных соединений. Изв. вузов. Машиностроение, 1977, № 10. - с. 137 - 140.

88. Сварные муфты для ремонта трубопроводов / Мазель А.Г., Нагорнов К.М.,, Рыбаков А.И. // Газовая промышленность. 1996. - № 9 - 10. - С. 55-57.

89. Сирго А. О влиянии дефектов на несущую способность сварных соединений // Автомат, сварка, 1981, № 5. С. 13 - 15.

90. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.

91. СНиП III-42-80*. Магистральные трубопроводы. М.: Минстрой России, ГУП ЦПП, 1997.-75 с.

92. СП 101-34-96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Выбор труб для сооружения магистральных газопроводов. М.: ИРЦ РАО Газпром, 1996.-50 с.

93. СП 105-34-96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений. М.: ИРЦ РАО Газпром, 1996. - 132 с.

94. Способ ремонта трубопровода: А.с. 1705660 СССР, МКИ5 F 16 L55 / 175 / Молочная Т.В., Груздев А.А., Решетников А.П.; ЦКБ М.реч. флота в г. Нижнем Новгороде, Нижнегор. инж. строит, ин - т. - № 4674008 / 29; Заявл. 4. 4. 89 г. Опубл 15. 1. 92, Бюл. №2.

95. Сравнительные испытания методов оценки напряженного состояния конструкций газового комплекса / А.А.Ефименко, О.В.Коновалова, С.В.Арнаутенко и др. // Контроль. Диагностика. 2003. - №6. - С. 51 - 55.

96. СТП 8828-148-96. Методика ультразвуковой толщинометрии металла линейной части магистральных газопроводов. Стандарт предприятия / ООО «Север-газпром». Ухта, 1996. - 54 с.

97. СТП 8828-153-98. Диагностика металла линейной части МГ методом вихревых токов: Стандарт предприятия. / ООО «Севергазпром». Ухта. - 1998. - 44 с.

98. СТП 8828-155-99. Диагностика технического состояния и испытания трубопроводов. Методика проведения полигонных испытаний труб, вырезанных из действующих газопроводов: Стандарт предприятия / ООО «Севергазпром». Ухта -1999.-49 с.

99. СТП 8828-160-01. Методика комплексного обследования участков магистральных газопроводов по результатам пропуска внутритрубного дефектоскопа: Стандарт предприятия / ООО «Севергазпром» Ухта: - 2001 - 25 с.

100. СТП 8828-169-01. Оценка опасности дефектов формы сечения труб типа гофр (вмятин) на магистральных газопроводах/ Разработчики: Ю.В. Илатовский, Ю.А. Теплинский, В.М. Шарыгин, С.Г. Аленников и др.: Ухта, ООО «Севергазпром». -2001.-56 с.

101. Тарасов Ю.Д., Николаев А.К., Докукин В.П. Анкерная опора пульпопровода / Патент РФ RU № 2211393 С 1, МПК 7 F 16 L 3/205. Заявка № 200210057/06. За-явл. 03.01.2002. Опубл. 27.03.2003.

102. Теплинский Ю.А. Актуальные вопросы эксплуатации магистральных газопроводов. С-Пб.: Изд. «Инфо-да», 2004. - 356 с.

103. Теплинский Ю.А. Первая в мире система самокомпенсирующихся подвесных газопроводов Войвож-Ухта. С-Пб.: «Инфо-да», 2005. - 222 с.

104. Теплинский Ю.А. Разработка метода акустического контроля и способов повышения работоспособности заводского антикоррозионного покрытия труб нефтегазового сортамента/ Дисс. на соискание учен, степени канд. техн. наук. Ухта: УГТУ, 2002. - 203 с.

105. Теплинский Ю.А., Быков И.Ю. Стойкость антикоррозионных покрытий труб в условиях Крайнего Севера. С-Пб.: Изд. «Инфо-да», 2004. - 297 с.

106. Теплинский Ю.А., Быков И.Ю., Бирилло И.Н. и др. Эксплуатационная надежность и прочностной ресурс сварных стыков технологических трубопроводов/ Учебное пособие для подготовки экспертов. М.: МФ НИНГ, 2006. - 184 с.З

107. Теплинский Ю.А., Быков И.Ю., Бирилло И.Н. Прочность кольцевых сварных швов с дефектами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. - №12. - С. 31-33.

108. Теплинский Ю.А., Шарыгин В.М., Бирилло И.Н. Гидравлически испытания труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов. Методология. Результаты. Анализ. Ухта, филиал ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз", 2003. - 174 с.

109. Точилкин В.А., Беленький A.M., Тощев A.M. и др. О влиянии смещения кромок на прочностные характеристики сварного соединения из стали ВКС 1 // Сварочное производство, 1972, № 1.

110. Фесик С.П. Справочник по сопротивлению материалов. Киев, Будивель-ник, 1970.-308 с.

111. Хакимьянов P.P. Влияние технологических дефектов сварки на несущую способность кольцевых швов магистральных трубопроводов // В кн. Прогрессивные методы сварки трубопроводов. М., 1976. - С.66-80.

112. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. -Л.: Недра, 1990. 180 с.

113. Чашин С.М. Влияние смещения кромок на напряженно-деформированное состояние и несущую способность кольцевых стыков газопроводов // Газовая промышленность, 1984, № 3. С. 47.

114. Чашин С.М. Дефекты сварных соединений газопроводных металлоконструкций. Прочность соединений и методы нормирования. // Обзорная инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром, 1994. -40 с.

115. Чашин С.М., Оботуров В.И. Влияние расположения пор в стыковом соединении на его прочность // Сварочное производство, 1979, № 8. С. 26-27.

116. Черноусов В.А. Разработка и внедрение системы обеспечения качества соединений трубопроводов на монтаже, выполненных ручной дуговой сваркой. / Дис. канд. тех. наук. М., 1980. - 132 с.

117. Шахматов М.В., Воробьев И.А. О нормировании смещения кромок в однородных сварных соединениях // Сварочное производство, 1986, № 7. С. 35 ^ 37.

118. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии / М.Ф.Фокин, В.А.Трубицын, К.В.Черняев и др. // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - №4. - С. 13-16.

119. Яковлев А.Я., Алиев Т.Т., Аленников С.Г., Теплинский Ю.А., Кузьбожев А.С., Бирилло И.Н. Результаты экспериментальных исследований прочности кольцевых сварных швов МГ с дефектами // Газовая промышленность. 2004. - №1. - С. 62-64.

Информация о работе

Аленников, Сергей Геннадьевич
кандидата технических наук
Ухта, 2008
ВАК 25.00.19

Диссертация

Развитие методов оценки эксплуатационной работоспособности технологических газопроводов в условиях Северо-Востока европейской части России - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы