Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 [ 31 ] 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

Таблица 2.20

Характеристики спектра нагруженности трубопровода на выходе НПС

Время эксплуатации

At, лет Рраб, М Па

N 25 % N 50 % N 75 % N 100 %

Январь - август 2000 г.

0,67 4,5 9 11 5 4

Сентябрь - декабрь 2000 г.

0,33 3,7 4 5 1 1

Спектр нагруженности удобно выразить в виде табл. 2.20. Здесь указаны следующие параметры: промежуток времени, для которого даны характеристики нагруженности; рабочее давление в этот промежуток времени; количество перепадов давления, где N25 % - количество перепадов давления, при котором снижение давления составляет от 0 до 25 %; N50 % - количество перепадов давления, при котором снижение давления составляет от 25 до 50 %; N75 % - количество перепадов от 50 до 75 % рабочего давления; N100 % - количество падений от 75 % до полного снятия давления.

Таким образом, основными параметрами нагруженности внутренним давлением являются: время At, рабочее давление Рраб, %, N50 %, N75 %, N100 %.

Индексы N могут быть и другими в зависимости от выбранных диапазонов в шкале давления, например, N40 %, N60 %,

N80 %, N100 %.

Выше даны характеристики спектра нагруженности трубопровода на выходе Н П С. Для оценки остаточного ресурса всего участка трубопровода необходимо располагать аналогичной характеристикой и для ряда других точек участка. В качестве таких точек следует выбрать начало, конец и наиболее низкие точки по рельефу. Можно выбрать также точки через каждые 5-10 км, включая начало и конец участка (вы1-ход из НПС и вход в следующую НПС). Все эти характеристики можно собрать по специальной методике, используя данные периодического опроса давления на всех Н П С, поступающие в диспетчерские службы управлений, и раскладки соответствующих участков трубопровода. Затем давление в произвольной точке участка можно определять по формуле

Р = Р1 - (L - L1) LP1-L + Y g(H1 - H), L 2 L1

где Р1, Р2, Р - давление соответственно в начале, конце и

произвольной точке участка; L1, L2, L - километровые отметки соответственно этих точек; Н1, Н2, Н- высотные отметки соответственно этих точек; у - плотность перекачиваемой нефти; g = 9,8 м/с2 - ускорение свободного падения.

Значения р1 и р2 регулярно поступают в диспетчерские службы; L1, L2, H1, H2 - фиксированные данные насосных станций в начале и конце участка; L, H - характеристики, известные из раскладки трубопровода.

Обработка значений р с целью получения характеристик спектра может производиться автоматически с помощью специальной программы.

Анализ нагруженности магистральных нефтепроводов практически не проводился (за исключением небольшого количества участков по нефтепроводу «Дружба»). П оэтому при оценке остаточного ресурса обычно считают, что в течение года может происходить до 356 перепадов до полного снятия давления, т. е. принимают N100 % = 356. При этом допускается значительный запас по долговечности.

До настоящего времени при проектировании нефтепровода и расчетном обосновании проектных параметров не учитывались возможные перепады давления из-за того, что в соответствующих нормативных документах (СНиП, ВСН, нормы проектирования) эти вопросы не нашли отражения.

2.7.2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

М агистральные нефтепроводы иногда подвергаются переиспытаниям высоким давлением с целью выявления опасных дефектов. До 1990 г. переиспытания проводили в обязательном порядке с определенной периодичностью. С внедрением метода диагностирования с применением внутритрубных дефектоскопов интерес к переиспытаниям значительно ослаб. Даже существует мнение, что переиспытания вредны для трубопровода, и поэтому от них надо отказаться.

Однако такой вывод делать преждевременно, так как внутритрубная диагностика представляет собой неуниверсальный метод диагностики, хотя и очень эффективный. Есть много других методов, которые в определенных условиях становятся более эффективными и даже незаменимыми.

Одним из таких случаев, например, являются трубопроводы, построенные с применением подкладных колец при сварке стыков. Только по Урало-Сибирским магистральным неф-

тепроводам протяженность таких трубопроводов более 2000 км [45]. В процессе очистки перед пропуском внутри-трубных дефектоскопов эти кольца отрываются и становятся препятствием при пропуске снарядов. К роме того, при отрыве подкладных колец поперечные сварные стыки получают повреждения. Поэтому в данном случае потребуется использование других методов диагностики, одним из которых и является переиспытание на прочность и герметичность.

Другой случай. Как было отмечено ранее, современная система магистральных нефтепроводов России может обеспечивать объем перекачки до 600 млн т нефти в год. Фактически объем перекачки не превышает 300 млн т. Поэтому значительная часть трубопроводов простаивает из-за отсутствия грузопотоков. Только по Уралосибирским магистральным нефтепроводам протяженность таких трубопроводов составляет около 20 % [45]. Когда нет потока нефти (или другой жидкости) пропуск внутритрубных дефектоскопов создает большие сложности. В таких случаях метод переиспытания в сочетании с другими методами контроля (например, акустическая эмиссия) может стать решением проблемы диагностики.

Таким образом, несмотря на значительные успехи внутри-трубной диагностики, остаются участки трубопроводов, не приспособленные для пропуска внутритрубных дефектоскопов. Пока существуют такие участки, не следует отвергать метод периодических гидроиспытаний для выявления и ликвидации опасных дефектов. При этом важное значение имеет выбор режима переиспытаний и оптимальных параметров испытаний.

В разные периоды времени применяли различные режимы испытаний трубопроводов [29]. Но во всех случаях трубопровод испытывают в два этапа: испытания на прочность и испытания на герметичность. Испытания на герметичность проводят при рабочем давлении рраб. Испытания на прочность характеризуются тремя основными параметрами: испытательное давление рисп, количество циклов нагружения при испытании Nисп, время пребывания при испытательном давлении

тисп .

В табл. 2.21 приведены параметры испытаний трубопроводов, применяемые в разные годы [29].

На взгляд авторов, наиболее правильным был режим испытаний, принятый в 1940-1950 гг. В последующие годы испытательное давление снижалось. Это снижение компенсировалось увеличением времени выдержки под давлением.