Способ определения срока службы трубопровода



Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода
Способ определения срока службы трубопровода

 


Владельцы патента RU 2571018:

ЗАО "Аэрокосмический мониторинг и технологии" (RU)

Изобретение относится к области экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов. Технический результат - повышение точности определения срока службы трубопровода. Способ заключается в том, что проводят количественную оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, характеризующей процесс накопления усталостных повреждений в трубопроводе. Определяют поврежденность трубопровода, характеризующую процесс деградации трубопровода от коррозии и коррозионного растрескивания под напряжением и поврежденность трубопровода от эксплуатационных дефектов, в частности трещин, язв, гофр, вмятин, задиров или царапин. 1 з.п. ф-лы,3 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к области экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов.

Из уровня техники известен способ определения срока службы трубопровода, в основу которого заложена оценка усталостной поврежденности трубопровода с учетом результатов технического диагностирования и объемов планируемого ремонта (Василевич А.В., Городниченко В.И. Оценка остаточного ресурса газопровода по результатам технического диагностирования // «Газовая промышленность» №10, 2007). Поврежденность трубопровода представляет собой функцию времени, характеризующую процесс накопления повреждений в трубопроводе. Нулевое значение функции соответствует началу эксплуатации трубопровода, а единица - моменту наступления предельного состояния в соответствии с ГОСТ Р 27.002-2009. Надежность в технике. Термины и определения. Поврежденность трубопровода включает поврежденность от действия переменных эксплуатационных нагрузок и поврежденность от дефектов, а также фактического уровня напряжений в номинальном сечении трубы.

Недостатком данного способа определения технического состояния трубопровода является то, что его нельзя распространить на трубопроводы, необорудованные камерами запуска и приема внутритрубного диагностического оборудования, так как на этих трубопроводах техническое диагностирование по всей протяженности трасс с целью выявления дефектов стенки трубы не проводится, а выполняется только выборочный неразрушающий контроль трубопроводов в шурфах.

Известна корректировка проектного срока службы трубопровода, которая осуществляется по показателю технического состояния, методология определения которого по результатам внутритрубного технического диагностирования (см. статью В.В. Салюков, М.Ю. Митрохин. Методология оценки показателя технического состояния линейного участка магистрального газопровода по результатам внутритрубной диагностики, «Газовая промышленность» №4, 2009), а оценка результатов коррозионных обследований рассмотрена в статье A.M. Проскуряков, С.В. Романцов. Планирование комплексного капитального ремонта газопроводов, конструктивно не удовлетворяющих требованиям контролепригодности, «Газовая промышленность», №8, 2013.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ мониторинга и оценки технического состояния магистрального трубопровода, заключающейся в том, что проводят обработку измеренных физических параметров трубопровода, причем предварительно для каждого i-гo участка трубопровода создают расчетную математическую модель с эталонными параметрами и по измеренным физическим параметрам и адаптированной расчетной модели вычисляют обобщенный косвенный показатель текущего состояния трубопровода, например запас прочности или производные запаса прочности в материале трубопровода, а полученный массив обобщенных косвенных показателей оценивают по зонам допуска (см. патент RU №2451874, кл. F17D 5/00, 27.05.2012).

Недостатком данного способа определения срока службы является то, что не учитываются коррозионные и стресс-коррозионные механизмы деградации трубопровода, а также деградация трубопровода по техническому состоянию от совокупности всех дефектов (коррозии, стресс-коррозии, вмятин, гофр, царапин, задиров и др.).

Задачей изобретения является устранение указанных недостатков.

Технический результат заключается в повышении точности определения срока службы трубопровода на этапе эксплуатации за счет учета качества технического обслуживания и механизмов деградации трубопровода, связанных с коррозионным и стресс-коррозионным состоянием трубопровода, а также его техническим состоянием, характеризующимся показателем технического состояния.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что способ определения срока службы трубопровода включает количественную оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, отличающийся тем, что осуществляют экскавацию трубопровода в местах, где не более трех лет назад производили измерения размеров допустимых коррозионных дефектов, измеряют их размеры и определяют скорости изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионных и коррозионных дефектов, при этом пошагово определяют срок службы трубопровода T с с у , при котором будет достигнуто предельное состояние от переменных нагрузок, срок службы трубопровода T с с к р н по стресс-коррозионному состоянию, срок службы трубопровода T с с с о r по коррозийному состоянию и срок службы трубопровода T с с т с по техническому состоянию от дефектов, причем срок службы трубопровода T с с у определяют по формуле: ,

где dп - усталостная поврежденность трубопровода при предельном состоянии, равная единице, d - усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации, kу - коэффициент запаса, равный 5 и учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений и других факторов,

срок службы трубопровода T с с к р н - по формуле

где Tнтд - наработка трубопровода по стресс-коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования,

Tкрн _ наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования,

срок службы трубопровода T с с с о r - по формуле

где Tнтд - наработка трубопровода по коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования, Tcor - наработка до отказа по коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования, и

срок службы трубопровода T с с т с

- по формуле где

Vтс - скорость изменения показателя технического состояния, определяемая по формуле

где

t э п - время эксплуатации трубопровода до проведения последнего технического диагностирования,

Pтс - показатель технического состояния, который определяют по формуле

Pтс=1-(1-Dт)·(1-Dк)·(1-Dг)·(1-Dм),

где Dт - поврежденность трубопровода от трещин, включая трещины стресс-коррозии, Dк - поврежденность трубопровода от коррозии, Dг - поврежденность трубопровода от гофр и вмятин, Dм - поврежденность трубопровода от механических дефектов, в частности царапины и задиры, причем предельное состояние определяют по показателю технического состояния трубопровода, равному 0,3, а в качестве срока службы трубопровода T с с э устанавливают минимальный срок службы из T с с c o r ; T с с к р н ; T с с у ; T с с т с .

Предпочтительно Dт, Dк, Dг, Dм определяют с учетом внутритрубного диагностирования по следующим зависимостям:

где nт - количество труб с трещинами, включая трещины стресс-коррозии,

nтр - количество труб на трубопроводе.

где nк - количество труб с коррозией, на которых коррозионный дефект имеет наибольшую поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, nтр - количество труб на трубопроводе, d к ( i ) max - поврежденность i-той трубы от коррозионного дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и коррозионного дефекта.

,

где nг - количество труб с дефектами геометрии трубы, на которых гофра или вмятина имеют максимальную поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, nтр - количество труб на трубопроводе, d г ( i ) max - поврежденность i-той трубы от гофры или вмятины, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и гофры или вмятины.

где nм - количество труб с механическими дефектами, на которых поврежденность от механических дефект максимальна по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, nтр - количество труб на трубопроводе, d м ( i ) max - поврежденность i-той трубы от механического дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и механического дефекта.

На фиг. 1 представлен алгоритм определения срока службы трубопровода на этапе эксплуатации.

Основной идеей предлагаемого изобретения является то, что при определении срока службы трубопровода по всем механизмам деградации - коррозии, стресс-коррозии, усталости, а также от всей совокупности дефектов осуществляется по поврежденности трубопровода, которая представляет собой функцию времени, характеризующую процесс накопления повреждений в трубопроводе.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

На первом шаге определяется срок службы трубопровода, при котором будет достигнуто предельное состояние от переменных нагрузок. Значение T с с у вычисляется по формуле

где dп - усталостная поврежденность трубопровода при предельном состоянии, равная единице, d - усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации, kу - коэффициент запаса, учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений и других факторов. Значение коэффициента запаса принято равным 5.

Усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации d определяется по формуле

где by, mу - параметры, описывающие кривую усталости, значения которых равны, соответственно, 10,85 и 3, σэ - эквивалентные напряжения отнулевого цикла.

Эквивалентные напряжения отнулевого цикла σэ определяются по формуле

где N0 - количество отнулевых циклов в типизированном режиме переменного нагружения трубопровода, равное в соответствии со стандартом СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции семи, σi - интенсивность напряжений в стенке трубы трубопровода, mу - параметр кривой усталости.

Интенсивность напряжений в стенке трубы трубопровода σi определяется по формуле

где σкц - кольцевые напряжения, σпр - продольные напряжения.

Кольцевые напряжения σкц определяются по формуле

,

где р - проектное давление в трубопроводе, Dн - наружный диаметр трубопровода, δ - толщина стенки трубы трубопровода, мм.

Продольные напряжения σпр определяются по формуле

где E - модуль упругости материала трубы трубопровода, α - коэффициент линейного расширения материала трубы трубопровода, σкц - кольцевые напряжения, µ - коэффициент Пуассона материала трубы, равный 0,3 для подземных трубопроводов и 0,5 для надземных трубопроводов, Δtt - температурный перепад, определяемый как разница между температурой эксплуатации трубопровода и его температурой непосредственно после засыпки или другого способа фиксирования положения при монтаже.

Если на трубопроводе были выявлены дефекты стресс-коррозии, то после проведения процедуры определения параметров, характеризующих скорость изменения поврежденности от стресс-коррозии, вычисляют срок службы трубопровода по стресс-коррозионному состоянию по формуле

где Тнтд - наработка трубопровода на момент времени проведения последнего технического диагностирования, Tкрн - наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования.

Наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию Tкрн определяется по формуле

где dкрн - поврежденность трубы от стресс-коррозионного дефекта, Vкрн - скорость изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионного дефекта.

Поврежденность трубы от стресс-коррозионного дефекта dкрн определяется по формуле

где ξс - относительная глубина стресс-коррозионного дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы), ξ p c - относительная глубина стресс-коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Величину ξ p c определяют по формуле

где σкц - кольцевые напряжения при проектном давлении, Q - коэффициент, σв - временное сопротивление материала трубы, A - коэффициент, значение которого определяется по формуле

где π - коэффициент, равный 3,14, δ - толщина стенки трубы, σкц - кольцевые напряжения при проектном давлении, K - критическое значение вязкости разрушения.

Значение коэффициента Q вычисляют по формуле

где l - длина стресс-коррозионного дефекта, Dн - наружный диаметр трубы, δ - толщина стенки трубы.

Скорость изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионного дефекта определяется по формуле

где d к р н ( 1 ) - поврежденность трубы при первом измерении размеров стресс-коррозионных дефектов, d к р н ( 2 ) - поврежденность трубы при втором измерении размеров стресс-коррозионных дефектов, τ(1) и Т(2) - время эксплуатации трубопровода до проведения первого и второго измерения, Δτ - время эксплуатации трубопровода между первым и вторым измерениями, αф - коэффициент, значение которого не превышает 2.

Если на трубопроводе были выявлены дефекты коррозии, то после проведения процедуры определения параметров, характеризующих скорость изменения поврежденности трубопровода от коррозии, вычисляют срок службы трубопровода по коррозионному состоянию по формуле

где Тнтд - наработка трубопровода на момент времени проведения последнего технического диагностирования, Тcor - наработка до отказа по коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования.

Наработка до отказа по коррозионному состоянию Тcor определяется по формуле

где dcor - поврежденность трубы от коррозионного дефекта, Vcor - скорость изменения поврежденности трубы от коррозионного дефекта.

Поврежденность трубы от коррозионного дефекта dcor определяется по формуле

где ξ - относительная глубина коррозионного дефекта (глубина дефекта ϑ, отнесенная к толщине стенки трубы δ), ξр - относительная глубина коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Относительная глубина коррозионного дефекта ξp определяется по формуле

где Y - коэффициент, учитывающий уровень кольцевых напряжений, Q - коэффициент, учитывающий длину коррозионного дефекта.

Значения коэффициентов Y и Q определяются по формулам

где l - длина коррозионного дефекта, Dн - наружный диаметр трубы, δ - толщина стенки трубы, p - проектное давление, σв - временное сопротивление материала трубы.

Скорость изменения поврежденности трубы от коррозионного дефекта определяется по формуле

где d c o r ( 1 ) - поврежденность трубы при первом измерении размеров дефектов, d c o r ( 2 ) - поврежденность трубы при втором измерении размеров дефектов, τ(1) и τ(2) - время эксплуатации трубопровода до проведения первого и второго измерения, Δτ - время эксплуатации трубопровода между первым и вторым измерениями, αф - коэффициент, значение которого не превышает 2.

На следующем шаге из условия достижения трубопроводом предельного состояния при показателе технического состояния трубопровода, отражающий среднюю поврежденность трубы от дефектов, равном 0,3, срок службы трубопровода определяется по формуле

где ƒ, q - коэффициенты линейной аппроксимации показателей технического состояния трубопровода, вычисленные по результатам нескольких внутритрубных технических диагностирований.

Если на трубопроводе проведено одно внутритрубное техническое диагностирование или показатель технического состояния определен по результатам коррозионного обследования, то срок службы определяют по формуле

где Ртс - показатель технического состояния, определяемый по результатам последнего технического диагностирования, Vтс - скорость изменения показателя технического состояния.

Скорость изменения показателя технического состояния может быть определена по формуле

t э п - время эксплуатации трубопровода до проведения последнего технического диагностирования, Ртс - показатель технического состояния трубопровода.

Для участков трубопровода, конструктивно удовлетворяющих требованиям контролепригодности по проведению внутритрубного технического диагностирования, определение срока службы по средней поврежденности трубопровода от всех дефектов выполняют на основе показателя технического состояния, значение которого определяется по формуле

где Рвтд - обозначение показателя технического состояния Ртc, определяемого по результатам внутритрубного технического диагностирования, Dт - поврежденность трубопровода от трещин, включая трещины стресс-коррозии, Dк - поврежденность трубопровода от коррозии, Dг - поврежденность трубопровода от гофр и вмятин, Dм - поврежденность трубопровода от механических дефектов (царапины, задиры).

Поврежденность трубопровода от трещин Dm определяется по формуле

где nт - количество труб с трещинами, включая трещины стресс-коррозии, nтр - количество труб на трубопроводе.

Поврежденность трубопровода от коррозии Dк определяется по формуле

где nк - количество труб с коррозией, на которых коррозионный дефект имеет наибольшую поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, nтр - количество труб на трубопроводе, d k ( i ) max - поврежденность i-той трубы от коррозионного дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и коррозионного дефекта.

Поврежденность трубопровода от гофр и вмятин Dг определяется по формуле

где nг - количество труб с дефектами геометрии трубы, на которых гофра или вмятина имеют максимальную поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, nтр - количество труб на трубопроводе, d г ( i ) max - поврежденность i-той трубы от гофры или вмятины, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и гофры или вмятины.

Поврежденность трубопровода от механических дефектов Dм определяется по формуле

где nм - количество труб с механическими дефектами, на которых поврежденность от механических дефект максимальна по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, nтр - количество труб на трубопроводе, d м ( i ) max - поврежденность i-той трубы от механического дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и механического дефекта.

Поврежденность трубы от коррозионного дефекта dк определяется по формуле

где ξ - относительная глубина коррозионного дефекта (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы), ξp - относительная глубина коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Поврежденность трубы от гофры или вмятины dг определяется по формуле

где kг - коэффициент, равный 24 для трубопроводов I-II категории и равный 20 для трубопроводов III-IV категории (см. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. М.: ООО «Газпром экспо», 2009), max ( | ε 1,0 | ; | ε 2,0 | ; w 00 * ) - максимальное значение, выбираемое из трех величин | ε 1,0 | (остаточная продольная деформация), | ε 2,0 | (остаточная кольцевая деформация) и w 00 * (относительная глубина (высота) дефекта типа вмятина и гофра).

Поврежденность трубы от механических дефектов (царапин и задиров) dм определяется в зависимости от длины дефекта по формуле

где ϑ - глубина дефекта, δ - толщина стенки трубы, l - длина дефекта, Dн - наружный диаметр трубы.

Если трубопровод не оборудован камерами запуска-приема внутритрубного оборудования, то его техническое состояние оценивается по результатам коррозионных обследований. Коррозионное обследование проводят путем измерения по трассе трубопровода с шагом, не превышающим 10 м, тока, возбужденного в трубопроводе генератором или другим внешним источником. Результаты измерения тока обрабатывают для определения интегрального сопротивления защитного покрытия, по величине которого определяют участки с поврежденным защитным покрытием и устанавливают относительную протяженность поврежденного защитного покрытия. По результатам коррозионных обследований с использованием данных об относительном количестве дефектных труб определяют коэффициент пропорциональности между относительным количеством дефектных труб и относительной протяженностью защитного покрытия, после чего с помощью указанных коэффициентов определяют показатель технического состояния всего трубопровода Pтс. Аналитическая модель определения показателя технического состояния трубопровода Pтс по результатам коррозионных обследований построена на результатах исследований, в результате которых была установлена зависимость между показателем технического состояния Рвтд и относительным количеством дефектных труб Nтд, а также зависимость между относительным количеством дефектных труб и относительной протяженностью поврежденного защитного покрытия Lопд, что позволило создать единую оценочную шкалу при определении показателя технического состояния трубопроводов по результатам внутритрубного технического диагностирования и коррозионных обследований.

Показатель технического состояния трубопровода определяется по формуле

где Lопд - относительная протяженность поврежденного защитного покрытия, kп - коэффициент пропорциональности между показателем технического состояния трубопровода и относительной протяженностью поврежденного защитного покрытия.

На заключительном этапе в качестве срока службы трубопровода T с с э устанавливают минимальный срок службы из T c c c o r ; T c c к р н ; T c c у ; T c c т с .

Если на трубопроводе был проведен капитальный ремонт с полной заменой защитного покрытия и частичной или полной заменой труб, то срок службы на этапе эксплуатации определяют по формуле

где Тнр - наработка трубопровода до вывода в капитальный ремонт методом переизоляции с полной или частичной заменой трубы, τр - средний срок службы нового защитного покрытия трубопровода, kр - экспериментально полученный коэффициент, равный от 2,0 до 2,1, τс - средний срок службы старого защитного покрытия трубопровода.

Пример

Пример реализации способа определения срока службы трубопровода на этапе эксплуатации, на котором капитальный ремонт методом переизоляции с заменой труб не выполнялся, приведен для трубопровода, параметры которого и исходные данные, необходимые для вычисления срока службы в соответствии с алгоритмом, представленным на чертеже, приведены в табл.1.

Так как на трубопроводе капитальный ремонт методом переизоляции не проводился, то определяем следующие сроки службы трубопровода: срок службы по коррозионному состоянию, срок службы по стресс-коррозионному состоянию, срок службы по критерию усталостной прочности и срок службы по средней поврежденности.

Для определения срока службы по коррозионному состоянию по данным табл.1-2 вычисляем для дефекта №1, расположенного на трубе №5, относительную глубину коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Вычисляем поврежденность трубы от коррозионного дефекта

Вычисляем наработку до отказа по коррозионному состоянию

Вычисляем срок службы трубопровода по коррозионному состоянию

Для определения срока службы по стресс-коррозионному состоянию вычисляем относительную глубину стресс-коррозионного дефекта, при которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном давлении.

Вычисляем поврежденность трубы от стресс-коррозионного дефекта

Вычисляем наработку до отказа по стресс-коррозионному состоянию

Вычисляем срок службы трубопровода по стресс-коррозионному состоянию

Для определения срока службы по критерию усталостной прочности вычисляем кольцевые напряжения:

Вычисляем продольные напряжения:

Вычисляем интенсивность напряжений:

Вычисляем эквивалентные напряжения:

Вычисляем поврежденность трубопровода от переменных нагрузок за год эксплуатации:

Вычисляем срок службы трубопровода по критерию усталостной прочности:

Для определения срока службы трубопровода по средней поврежденности по данным, приведенным в табл.1 и 2, вычисляем поврежденность трубопровода от каждого коррозионного дефекта. Результаты вычисления поврежденностей трубопровода от дефектов коррозии представлены в табл.3.

По данным табл.3 вычисляем поврежденность трубопровода от дефектов коррозии:

Вычисляем поврежденность трубопровода от дефектов стресс-коррозии:

Вычисляем показатель технического состояния при значениях поврежденностей Dг, Dм, равных нулю, и значениях поврежденностей Dт, Dк, равных 0,0157 и 0,21:

Вычисляем срок службы трубопровода по средней поврежденности

В качестве срока службы трубопровода устанавливаем срок службы, равный

Предлагаемый способ позволяет обеспечить выполнение требований Федерального закона от 21 июля 1997 года №116-ФЗ О промышленной безопасности опасных производственных объектов, Федерального закона от 04 марта 2013 года №22-ФЗ О внесении изменений в Федеральный закон О промышленной безопасности опасных производственных объектов и других законодательных актов Российской Федерации, в соответствии с которыми для опасных производственных объектов в технической документации должны быть установлены сроки службы, а при их отсутствии определены экспертной организацией после соответствующих расчетных обоснований с учетом результатов анализа проектной документации и условий эксплуатации.

1. Способ определения срока службы трубопровода, включающий оценку процесса деградации трубопровода от переменных нагрузок, количественно выраженную в усталостной поврежденности трубопровода как функции времени эксплуатации, отличающийся тем, что осуществляют экскавацию трубопровода в местах, в которых не более трех лет назад производили измерения размеров допустимых коррозионных дефектов, измеряют их размеры и определяют скорости изменения поврежденности трубы от стресс-коррозионных и коррозионных дефектов, при этом пошагово определяют срок службы трубопровода T с с у , при котором будет достигнуто предельное состояние трубопровода от переменных нагрузок, срок службы трубопровода T с с к р н по стресс-коррозионному состоянию, срок службы трубопровода T с с с о r по коррозионному состоянию и срок службы трубопровода T с с т с по техническому состоянию от дефектов, причем срок службы трубопровода T с с у определяют по формуле: ,
где dп - усталостная поврежденность трубопровода при предельном состоянии, равная единице, d - усталостная поврежденность трубопровода за год эксплуатации, kу - коэффициент запаса, равный 5 и учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений,
срок службы трубопровода T с с к р н - по формуле:

где Tнтд - наработка трубопровода по стресс-коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования,
Tкрн - наработка до отказа по стресс-коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования,
срок службы трубопровода T с с c o r - по формуле:

где Тнтд - наработка трубопровода по коррозионному состоянию на момент времени проведения последнего технического диагностирования, Тсоr - наработка до отказа по коррозионному состоянию от момента времени проведения последнего технического диагностирования, и
срок службы трубопровода T с с т с по формуле:

где Vтс - скорость изменения показателя технического состояния, определяемая по формуле

где t э п - время эксплуатации трубопровода до проведения последнего технического диагностирования,
Pтс - показатель технического состояния трубопровода, который определяют по формуле:

где - поврежденность трубопровода от трещин, включая трещины стресс-коррозии, Dк - поврежденность трубопровода от коррозии, - поврежденность трубопровода от гофр и вмятин, - поврежденность трубопровода от механических дефектов, в частности царапины и задиры, причем предельное состояние определяют по показателю технического состояния трубопровода, равному 0,3, а в качестве срока службы трубопровода T с с э устанавливают минимальный срок службы из T с с c o r , T с с к р н , T с с у и T с с т с .

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что Dт, Dк, Dг, Dм определяют с учетом внутритрубного диагностирования по следующим зависимостям:
где nт - количество труб с трещинами, включая трещины стресс-коррозии,
nтр - количество труб на трубопроводе.

где nк - количество труб с коррозией, на которых коррозионный дефект имеет наибольшую поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, d к ( i ) max - поврежденность i-той трубы от коррозионного дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и коррозионного дефекта,

где nг - количество труб с дефектами геометрии трубы, на которых гофра или вмятина имеют максимальную поврежденность по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, d г ( i ) max - поврежденность i-той трубы от гофры или вмятины, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и гофры или вмятины,

где nм - количество труб с механическими дефектами, на которых поврежденность от механических дефект максимальна по отношению к поврежденностям от других дефектов трубы, d м ( i ) max - поврежденность i-той трубы от механического дефекта, максимальная по отношению к поврежденности от любого другого дефекта, в том числе и механического дефекта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа.

Изобретение относится к средствам неразрушающего контроля и может быть использовано для диагностики напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов.

Изобретение относится к области диагностики и контроля состояния подземных стальных трубопроводов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, коммунальном хозяйстве и других областях промышленности, эксплуатирующих стальные трубопроводы.

Изобретение относится к области мониторинга состояния трубопроводов. Технический результат - повышение точности контроля.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. Технический результат - создание экономичной, стационарной оптической системы мониторинга надземных переходов магистральных трубопроводов, позволяющей получать информацию о реальном изменении геометрии трубы надземного перехода и положения ее опор в формате 3D.

Изобретение относится к технике неразрушающего контроля качества магистральных трубопроводов, в частности, к способам внутритрубной дефектоскопии с помощью дефектоскопов-снарядов.

Устройство и способ предназначены для определения положения трубопровода в пространстве при эксплуатации и строительстве трубопроводов. Устройство состоит из аппаратной части: акселерометров, гироскопов и одометра, и программной части, при этом аппаратная часть установлена на внутритрубный инспекционный прибор и состоит из набора датчиков.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к системам управления, предназначенным для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения профиля искривления протяженных трубчатых каналов. Измеритель искривления трубчатого канала содержит датчики изгиба (4), подключенные к измерительной схеме.
Изобретение относится к области мониторинга трубопроводных систем, эксплуатируемых в сложных климатических условиях, в частности к способам оценки технического состояния трубопроводов надземной прокладки в условиях вечной мерзлоты. Способ мониторинга заключается в выполнении этапов установки контрольного и измерительного оборудования, сбора данных по показаниям контрольного и измерительного оборудования, передачи и записи данных, анализа и оценки результатов обработки и принятия решения о необходимости проведения компенсационных мероприятий по результатам комплексного мониторинга технического состояния трубопроводов надземной прокладки. В процессе выполнения способа определяют текущее положение трубопровода и опор трубопровода и его отклонение от проектного положения, величины нагрузок на опоры, напряжение изгиба трубопровода, напряжения компенсатора, и оценивают допустимость напряженно-деформированного состояния трубопровода. Изобретение позволяет проводить оценку технического состояния и определение режимов безаварийной работы трубопроводов надземной прокладки, эксплуатируемых в условиях вечной мерзлоты.

Изобретение относится к системам контроля состояния магистральных и промысловых нефтепроводов, газопроводов и нефтепродуктопроводов и может быть использовано для отслеживания прохождения внутри обследуемых трубопроводов внутритрубных диагностических снарядов и определения местоположения особенностей трубопроводов. Техническим результатом является повышение точности определения времени прохождения внутритрубного снаряда вблизи контрольных точек и тем самым точности определения положения особенностей трубопровода. Этот результат достигается тем, что снаряд пропускают внутри трубопровода, измеряют измерительной системой снаряда физические величины, характеризующие состояние и/или характеристики снаряда и/или трубопровода, и записывают их в накопитель данных снаряда с привязкой ко времени по часам снаряда. С помощью регистратора, установленного вблизи контрольной точки трубопровода, измеряют физические величины, позволяющие идентифицировать прохождение снаряда вблизи регистратора, формируют и записывают в накопитель данных регистратора характеристики, идентифицирующие соответствующие моменты времени прохождения снаряда по часам регистратора. С помощью передатчика, расположенного в одном из пары объектов, состоящей из снаряда и регистратора, передают сигнал с временной характеристикой, связанной с показаниями часов на стороне передатчика; принимают переданный сигнал приемником, расположенным в другом из указанной пары объектов, и записывают в накопитель данных на стороне приемника характеристику, связанную с временной характеристикой принятого сигнала, с привязкой к часам на стороне приемника. Определяют разность показаний часов на стороне передатчика и приемника, тем самым величину расхождения времени по часам регистратора и снаряда, и используют ее в контрольной точке для определения характеристик трубопровода. 2 н. и 36 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к обеспечению безопасности эксплуатируемых подземных трубопроводов и предназначено для предотвращения врезок в трубу, установке боеприпасов для ее подрыва, имитаторов утечек перекачиваемого продукта для дезинформации службы безопасности, а также для обнаружения утечек перекачиваемого продукта. Технический результат позволяет повысить надежность обнаружения. В способе анализируется суммарный сигнал от детекторов упругих колебаний, установленных по обе стороны трубопровода на наличие в нем составляющих от шагов нарушителей с определением их численности. При обнаружении такой информации оценивают минимально возможное время доступа к трубопроводу группой нарушителей установленной численности. Одновременно формируют огибающие энергии и плотности переходов через нуль суммарного сигнала и решение принимают при превышении ими эталонных уровней в течение указанного минимально возможного времени доступа к трубопроводу. 8 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Новое техническое решение обеспечивает расширение функциональных возможностей, повышение удобства и снижение трудоемкости обслуживания, а также создание компактной конструкции контрольно-измерительного пункта, благодаря тому, что стойка контрольно-измерительного пункта выполнена из отрезка трубы прямоугольного поперечного сечения, на верхнем торце которой размещен клеммный терминал, содержащий опорно-соединительное кольцо, на внутренней поверхности которого выполнены держатели в виде вертикальных направляющих с пазами, в которых установлены взаимозаменяемые клеммные панели; на каждой клеммной панели выполнена сетка монтажных отверстий, при этом соседние отверстия расположены на одинаковом расстоянии друг от друга, крышка выполнена в виде съемного колпака, представляющего собой четырехгранную призму, установленную с возможностью взаимодействия с опорно-соединительным кольцом, километровый знак выполнен сборно-разборным и состоит из двух указательных пластин и двух соединительных кронштейнов. 8 ил.

Изобретение относится к области автоматизированных систем мониторинга и диагностики технического состояния металлических подземных сооружений. Технический результат - повышение качества комплексного дистанционного мониторинга и анализа уровня коррозионной защиты подземных сооружений для определения причин возникновения коррозии и принятие своевременных мер по ее предотвращению. Аппаратно-программный комплекс мониторинга коррозионной защиты подземных сооружений состоит из связанных между собой системы измерений и обработки результатов измерений, системы обеспечения измерений и дистанционного управления, системы связи, центра мониторинга и управления. 4 ил.

Способ предназначен для обеспечения промышленной безопасности технологического оборудования установок. Способ включает анализ требований нормативных документов на технические устройства и занесение сведений об их характеристиках в информационную базу данных, оценку технического состояния технических устройств в разные периоды эксплуатации их с учетом их технического состояния до начала эксплуатации, формирование общей информационной базы данных о фактическом техническом состоянии устройств в разные периоды времени и динамики развития технического состояния в будущем на основе сведений, полученных при оценке технического состояния на предыдущих стадиях. При этом при оценке проводят техническую генетику состояния технических устройств с получением данных об их техническом состоянии за предыдущий период времени, проводят техническую диагностику их состояния на настоящий период времени, проводят техническую прогностику их состояния на последующий период их эксплуатации. Выделяют из общего числа технические устройства, входящие в производственный комплекс оборудования, отнесенные к категории слабых звеньев, наиболее подверженных деградационным процессам, снижающим их эксплуатационную надежность. Устанавливают причины, снижающие их работоспособность. На основе экспертно-бальной оценки с помощью матричной формы анализа полученной информации о степени надежности и безопасности эксплуатации тому или иному обследуемому устройству присваивают числовое значение ранга опасности от 1 до 4 в зависимости от их технического состояния на основе полученных результатов при проведении технической генетики, технической диагностики, технической прогностики. Далее в зависимости от присвоенного техническому устройству ранга опасности устанавливают уровень, объем и периодичность проводимого неразрушающего контроля технического состояния технического устройства. Технический результат - обеспечение промышленной безопасности технологического оборудования установок. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.

Изобретение относится к области инженерной геодезии и может быть использовано для контроля положения трубопроводов надземной прокладки. На сваи опор трубопровода устанавливают деформационные марки. На расстоянии не более 50 м от трубопровода устанавливают грунтовые глубинные реперы, вдоль трубопровода с интервалом 20-40 км устанавливают референцные станции, определяют их координаты в государственной сети и переводят в местные координаты, которые передают на сервер. Затем в местной системе координат осуществляют нулевой цикл измерений координат деформационных марок относительно грунтовых глубинных реперов, определяют нулевое планово-высотное положение трубопровода и по результатам всех измерений строят проектную цифровую модель трубопровода. В процессе эксплуатации трубопровода с помощью мобильных GPS/ГЛОНАСС приемников осуществляют контрольные измерения координат деформационных марок, характеризующих текущее планово-высотное положение трубопровода, передают данные измерений на сервер и строят текущую цифровую модель трубопровода. По результатам сравнения с проектной цифровой моделью определяют участки, на которых отклонение текущего положения трубопровода от проектного превышает допустимые значения. Технический результат: упрощения процедуры обращения, хранения и передачи данных, повышение точности и скорости определения текущего положения трубопровода. 10 з.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту. Для защиты от коррозии в трубопроводе используется катодная защитная система, которая содержит множество расположенных в почве стержней заземления, которые электрически соединены каждый с почвой и электрически связаны с находящимся в соединении с почвой трубопроводом. Для обеспечения небольшой сложности системы трубопровода относительно инфраструктуры связи, связь между устройствами связи осуществляется через сам трубопровод. Устройства связи содержат сенсорные блоки и узлы входа в центральный блок обработки. Расположенные вдоль трубопровода сенсорные блоки служат для измерения сигналов и снабжаются энергией из катодной защитной системы. За счет этого нет необходимости в отдельной системе электроснабжения. Для обеспечения возможности снабжения энергией полностью из катодной защитной системы, каждый автономный сенсорный блок снабжен такими компонентами, которые обеспечивают возможность связи с помощью менее сложных способов модуляции. За счет обработки возникающих в результате сотрясений почвы сигналов и их классификации, во входные узлы передаются сообщения тревоги лишь при распознавании критичных событий. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на трубопроводах в качестве централизованной системы автоматических защит от превышения давления, обеспечивающей безаварийность технологического процесса транспортировки нефти (нефтепродуктов). Централизованная система противоаварийной автоматики (ЦСПА) магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов представляет собой программно-технический комплекс (ПТК), содержащий сервер ЦСПА с горячим резервированием, и автоматизированное рабочее место (АРМ) ЦСПА, причем ПТК выполнен с возможностью интеграции с системой диспетчерского контроля и управления (СДКУ) посредством сервера ввода-вывода СДКУ, при этом сервер ЦСПА и АРМ ЦСПА содержат соответствующие модули. В результате обеспечивается системная комплексная защита магистрального трубопровода от аварийных ситуаций, связанных с повышением давления, потерей герметичности или сейсмическими воздействиями более 6 баллов. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к системам мониторинга состояния основного и вспомогательного оборудования. Технический результат заключается в повышении эффективности и безопасности эксплуатации промышленного оборудования. Система мониторинга состояния промышленного оборудования включает автоматизированные рабочие места, снабженные компьютером и устройством цветного мнемонического отображения информации, сетевое оборудование, подсистемы, уровни, блоки датчиков, модули обработки сигналов, выполненные с возможностью приема, регистрации сигналов датчиков, и серверы, которые обеспечивают возможность сравнения информации от модулей обработки сигналов с рассчитываемыми и/или внесенными в их память пороговыми значениями. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх