USD 63.7185

-0.09

EUR 70.7594

+0.03

BRENT 64.37

+0.09

AИ-92 42.38

-0.01

AИ-95 46.06

+46.06

AИ-98 51.5

0

ДТ

-47.86

9 мин
31

Расчет циклических нагрузок магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов

В статье  рассматриваются особенности расчета цикличности нагружения нефте- и нефтепродуктопроводов внутренним давлением.

Цикличность нагружения следует отнести к одному из ключевых параметров, от которого зависит величина предельного срока эксплуатации магистральных трубопроводов.

Целью работы является совершенствование методики расчета цикличности нагружения магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов.

Объектом исследований является расчет цикличности нагружения магистральных трубопроводов (МТ) внутренним давлением.

В настоящее время для определения цикличности нагружения магистральных нефте-
и нефтепродуктопроводов за один цикл нагружения технологического участка принимается включение любого насосного агрегата либо технологическое переключение на технологическом участке МТ, сопровождающееся увеличением внутреннего давления на выходе НПС свыше 0,2 МПа.

Годовая цикличность нагружения участка МТ Nприв. приводится к эквивалентному значению с размахом 2,0 МПа и определяется по формуле:

где         Ni – число включений насосных агрегатов (технологических переключений) 

с перепадом внутреннего давления на выходе нефтеперекачивающей станции (НПС) ΔРi;

ΔРi – перепад внутреннего давления на выходе НПС.

Порядок получения расчетных сведений по цикличности нагружения МТ предполагает суммирование цикличностей нагружения МТ на выходе всех НПС технологического участка:


где Nприв i – приведенная цикличность на выходе i нефтеперекачивающей станции.

Для более точного определения срока безопасной эксплуатации трубных секций с дефектами предлагается учитывать в расчетах циклическую нагруженность каждой секции.

В ГОСТ 25.101-83 «Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов» [1] приведены методы схематизации случайных процессов нагружения.

В качестве предлагаемого метода схематизации предлагается использовать метод полных циклов. Схема преобразования циклов по данному методу представлена на рис. 1.


                              Рис. 1 - Преобразования локальных максимумов по методу полных циклов

Как показывает анализ причин аварий на МТ, трубы разрушаются раньше амортизационного срока и зачастую при средних рабочих давлениях перекачки в нефтепроводах [2].

Известно, что малоцикловое разрушение труб, в отличие от статического, является весьма чувствительным к концентраторам напряжений, т.е. к дефектам металла [3,4].

Для реализации малоциклового разрушения должно существовать два фактора: циклический характер воздействия внутреннего давления и наличие концентрации напряжений.

Анализ данных, выгружаемых СДКУ, и влияние каждого отдельного цикла нагружения нефтепровода на прочностные характеристики материала трубы были опубликованы в статье [5].

Анализ существующей литературы на предмет влияния прочих нагрузок на трубопровод показал, что на расчет цикличности также оказывают влияние следующие факторы [6]:

  • вибрационные нагрузки;

  • динамические нагрузки от движения транспорта (переходы через авто-
    и железные дороги);

  • нагрузки и воздействия, возникающие в период плановых работ по очистке и испытанию трубопроводов;

  • работы по освобождению и заполнению трубопровода;

  • воздействие предварительного напряжения трубопровода, упругий изгиб;

  • перепад температуры окружающей среды и грунта.

При расчете цикличности рассматриваются перепады давления на выходе перекачивающих станций, в то время как перепады давления по трассе МТ не учитываются. В статье [7] было предложено использовать в расчетах дополнительные коэффициенты. Автором предлагается, используя данные по давлениям из СДКУ, определять давления в каждой секции участка трубопровода. И, затем, для расчета цикличности нагружения каждой секции МТ выполнять обработку трендов давлений.

Для выполнения расчетов перепадов давления каждой трубной секции необходимо
создание математической модели. Целью формирования математической модели является перевод значений давления из СДКУ в давления для каждой секции с учетом гидроуклона. 

Используя исходные данные, формируется матрица временных рядов (форма матрицы представлена в таблице 1).

Таблица 1. Матрица временных рядов

№ п/п

tд1, дд.мм.гггг чч.мм.сек

Р1, кгс/см2 (МПа)

tд2,

дд.мм.гггг чч.мм.сек

Р2, кгс/см2 (МПа)

tдn-1, дд.мм.гггг чч.мм.сек

Рn-1, кгс/см2 (МПа)

tдn, дд.мм.гггг чч.мм.сек

Рn, кгс/см2 (МПа)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пример заполнения

1

01.01.2014  18:02:31

30,52

01.01.2014  18:03:04

11,72

 

 

 

 


где tдn – временной ряд n-го датчика, дд.мм.гггг чч.мм.сек;

Рn – ряд значений давлений n-го датчика, кгс/см2 (МПа).

Расчет гидроуклонов проводится на участках между соседними датчиками
КП на НПС. Для участков между датчиками формируется матрица напоров и гидроуклонов по форме таблицы 2.

Таблица 2. Матрица напоров и гидроуклонов для датчиков НПС-НПС

№ п/п

tд12,

дд.мм.гггг чч.мм.сек

Hд1, м

Hд2, м

i12, м /км

1

2

3

4

5

 

 

 

 

 

Пример заполнения

1

01.01.2018  18:02:31

357,58

139,23

2,67

2

01.01.2018  18:03:04

357,58

139,23*

2,67

3

02.01.2018  0:27:27

360,73*

137,35

2,65


где tд12 – общий временной ряд, сформированный из показаний датчиков 1 и 2, ранжированный в хронологическом порядке дд.мм.гггг чч.мм.сек;

Hд1 (Hд2) – напор в точке установки датчика 1 (2);

i12 – гидроуклон на участке между датчиками 1-2.

Учитывая, что временной ряд общий (например, для времени t2 на датчике давления №1 будет отсутствовать изменения напора), синхронизация значений давлений заключается в назначении напора на датчике №1, равным большему значению напора из ближайших соседних показаний датчика (значения с «*» в таблице 2).

Напор в точке установки датчика n рассчитывается по формуле:


где ρ – плотность нефти (нефтепродукта) в текущий период времени, кг/м3,

g – ускорение свободного падения, принимаемое 9,81 м/с2.

Формируется матрица давлений и напоров в каждой секции участка МТ. Схематичное изображение распределения давления по показаниям датчиков, представлено на рис. 2.

 

Рис. 2. Распределение давления на датчиках давления СДКУ в момент времени t1, t2, t3

Вычислив значения давлений в каждой секции МТ и зная перепад давления в каждой секции, используя зависимость (*) можно определить цикличность в каждой секции МТ.

Методика расчета цикличности предполагает учет перепадов давления, кратных 0,2 МПа, обусловленных включением насосных агрегатов и технологических переключений. В результате расчета по действующим нормативным документам цикличность приводится к 2,0 МПа и в дальнейших расчетах дефектов ЛЧ МТ и сроках внутритрубной диагностики используется одно значение цикличности для технологического участка МТ, вследствие чего коэффициент запаса приведенной цикличности для каждой секции технологического участка различный (рис. 3).


Рис. 3. Результаты расчета цикличности участка МТ за 2015 год

Рассмотрим варианты совершенствования расчета цикличности нагружения МТ:

1.  цикличность на участке между станциями принимается величиной постоянной (рис. 4);

2. цикличность определяется в точках отбора давления (рис. 5);

3. единое значение для технологического участка, определенное как максимальное на участке (рис. 6);

4. уникальное значение цикличности в каждой секции (рис. 7-9).


Рис. 4. Вариант расчета цикличности №1


Рис. 5. Вариант расчета цикличности №2


Рис. 6. Вариант расчета цикличности №3


Рис. 7. Вариант расчета цикличности №4


Рис. 8. Вариант расчета цикличности №5


Рис. 9. Вариант расчета цикличности №6

Из предложенных вариантов следует отметить варианты 2 и 4 (рис. 5 и рис. 7), достоинствами которых являются:

  • уникальность значений для каждой секции, что является фактическим показателем нагружения, поскольку датчики давления КП записывают значения давления  в режиме реального времени независимо от внешних факторов;

  • возможность исключения коэффициента запаса;

  • возможность перераспределения замены участков ЛЧ МТ и устранения дефектов по мере нагружения.

Величина цикличности, получаемая по методике, не позволяет определить участки МТ, наиболее подверженные циклическим нагрузкам и воздействиям. Более точный подход к расчету цикличности позволит увеличить остаточный ресурс труб участка МТ и, как следствие, интервалы между ремонтными работами.
Экономическая эффективность будет просчитана по результатам внедрения новой методики за счет снижения удельных затрат на ремонт одного километра дефектных труб.
Экономический эффект будет достигнут за счет корректировки перспективных планов устранения дефектов на линейной части МТ.

Конечным результатом работы должна стать методика, в которой будут учтены технические требования, разработанные автором:

математическая модель на основе диспетчерских данных, которая позволит отслеживать изменение технологических параметров работы МТ;

  • трехпараметрическая система учета изменений давлений (учет перепада давления, первоначального значения давления и очередности перепадов по времени);

  • обработка данных по изменению давления, основанная на методе полных циклов [2];

  • минимальный перепад давления, с которого ведется учет изменения давления –  0,1 МПа;

  • верификация полученных результатов по датчикам давления СДКУ, установленных на НПС и данных с КП;

  • анализ нагружения каждой секции;

  • учет влияния профиля трубопровода;

  • учет наличия лупингов и вставок, резервных ниток, сбросов и подкачек;

  • учет включения в работу резервных ниток (требуется выполнять индивидуальный расчет цикличности нагружения резервных ниток нефтепровода, в настоящее время цикличность нагружения резервного трубопровода определяется по нагруженности основной нитки);

  • учет нестационарных процессов в трубопроводе.

После реализации новой методики появится возможность планировать режимы работы и учитывать критерий цикличности нагружения МТ для каждого участка,  что позволит ранжировать трубопровод по опасности секций.

 


Литература:

ГОСТ 25.101-83. Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов.

[1]     Старение труб нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, К.М. Ямалеев, А.В. Росляков. – М.: Недра, 1995 – 218 с.: ил.

[2]     Гусенков А.П., Москвитин Г.В., Хорошилов В.Н. Малоцикловая прочность оболоченных конструкций. – М.: Наука, 1989.

[3]     Гумеров А.М., Ямалеев К.М. Характер разрушения металла труб нефтепроводов при малоцикловом нагружении // Нефтяное хозяйство. – 1985. - №6. – С. 46-48.

[4]     Чепурной О.В., Мызников М.О., Беселия Д.С., Вансович К.А., Суриков В.И. Определение и учет циклов нагружения магистрального нефтепровода// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. - №3(19). – С. 23-29.

[5]     СП 36.13330.2012 Свод правил «СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы».



Автор:

Ромашин Михаил Геннадьевич старший научный сотрудник лаборатории оценки технического состояния трубопроводов Омский государственный технический университет,  ООО «НИИ Транснефть»


 



Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Читайте также
Система Orphus