Файл: Е. А. Богданов Основы технической диагностики нефтегазового оборудования.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.03.2024
Просмотров: 189
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Критерии перехода оборудования в предельное состояние определяются типом оборудования и условиями его эксплуатации. Так, для оборудования, работающего при повышенных температурах, основным критерием работоспособности является длительная прочность. Параметром, определяющим остаточный ресурс оборудования, при этом является степень структурных повреждений материала, определяемая в результате металлографических исследований. Для сосудов, аппаратов и трубопроводов нефтегазовой промышленности основными критериями перехода в предельное состояние являются: статическая или циклическая прочность; устойчивость несущих металлоконструкций; нарушение герметичности.
Определяющими параметрами в зависимости от критерия предельного состояния и доминирующего механизма повреждения являются: глубина и площадь поверхностного разрушения (износа, эрозии, поверхностной или язвенной коррозии); напряженное состояние материала и его механические характеристики; состояние изоляции; величина переходного сопротивления изоляции; величина и характер прилагаемых нагрузок и др. Разработанные в настоящее время методики оценки остаточного ресурса по различным определяющим параметрам приведены в специальной технической литературе и нормативно-технических документах. Расчетное значение остаточного ресурса используют не только для назначения срока службы оборудования до перехода его в неработоспособное или предельное состояние, но и для установления последующей периодичности технического диагностирования и разработки компенсирующих мероприятий с целью снижения скорости развития доминирующих механизмов повреждений в процессе дальнейшей эксплуатации.
Вместе с тем следует отметить, что в настоящее время из-за недостаточности научных данных остаточный ресурс не может быть определен с требуемой достоверностью в целом ряде случаев: например, при развитии коррозийного растрескивания под напряжением, зернограничного и водородного охрупчивания и т. п. Наиболее часто применяемые методики оценки остаточного ресурса рассмотрены ниже.
-
Оценка ресурса при поверхностном разрушении
Оценка остаточного ресурса при поверхностном разрушении локальных участков технологического оборудования производится по наихудшим результатам сплошного измерения утонения стенок этих участков. Случайная составляющая, влияющая на величину ожидаемого остаточного ресурса, минимальна, определяется точностью измерений и в расчетах не учитывается. Расчетный остаточный ресурс в этом случае определяется из выражения
где 5ф — фактическая толщина стенки элемента, мм; 5Р — расчетная минимально допустимая толщина стенки по условию прочности или устойчивости, мм; аср — средняя скорость поверхностной коррозии (эрозии или износа), мм/г:
^ном + С0 “
а = —.
где SH0M — номинальная толщина стенки оборудования по его паспорту, мм; Со — допуск на толщину стенки, мм; Тэ — время от начала эксплуатации до момента измерения 5ф, г.
Поверхности технологического оборудования нефтегазовой промышленности достигают большой величины — десятков и сотен квадратных метров, поэтому измерить глубину разрушения на всех участках этих поверхностей практически невозможно. В связи с этим измерение глубин разрушения осуществляют выборочно в местах наибольшего разрушения. В тех случаях, когда такие места легко выявляются и известны причины повышенной скорости разрушения (повышение температуры, скорости или концентрации технологической среды), оценка остаточного ресурса по средней скорости коррозии также оказывается эффективной. Если же условия эксплуатации для всех участков обследуемой поверхности одинаковы, а неравномерность глубины разрушения в различных точках поверхности существенна и при этом невозможно (или нецелесообразно) измерить глубины разрушения на всех участках, измерения осуществляют выборочно.
В общем случае выборочным называют контроль, при котором отношение F/Fq <1, где F — площадь контролируемой поверхности; Fq — площадь элементарного участка измерения. Достоверность результатов при выборочном контроле зависит от величины отношения F/Fq и степени неравномерности коррозии. Результаты этих измерений подвергают обработке вероятностно-статистическими методами. Аналитическая оценка ресурса с использованием выборочного 206
контроля при поверхностном разрушении, приводящем к утонению стенок оборудования вследствие изнашивания, коррозии или эрозии, выполняется по алгоритму, рекомендованному методическими указаниями «Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении» (РД 26-10-87).
Гамма-процентный ресурс рассчитывают по формуле
Ту = Тср (1 - UyV,\
где Uy — квантиль нормального распределения с заданной вероятностью у; Кт — коэффициент вариации ресурса, определяемый по РД 26-10-87 в зависимости от коэффициента вариации глубин разрушения.
Средний ресурс Тср определяют по формуле
гр __ пред K-bt
С “ дср(- inp)1^’
где ЛПрд — предельно допустимая глубина разрушения стенки силового элемента сосуда до достижения расчетной толщины (без суммы прибавок); Кь t — параметр распределения Вейбулла; (J - установленная доля поверхности разрушения на предельно допустимую глубину Лпред. Р = 5 %•
Предельно допустимая глубина разрушения йпред на дату выполнения оценки ресурса определяется как разница между начальным запасом толщины стенки йнач и средней глубиной разрушения йСр, полученной в результате измерений:
^пред ^нач ^ср (^ном *5р)
hcp .
Для иллюстрации рассмотренной методики расчета остаточного ресурса по РД 2б-1О—87 рассмотрим пример, приведенный в работе А.В. Митрофанова и С.Б. Киченко «Сравнение результатов расчета остаточного ресурса резервуара с поверхностными коррозийными дефектами» // Безопасность труда в промышленности. — М., 2001. — № 7. - С. 27-28.
Пример. Требуется определить остаточный ресурс нефтяного резервуара, находившегося в непрерывной эксплуатации (с момента ввода до контроля толщины стенок) пять лет (Тэ = 5) с вероятностью 0,95.
В качестве основного силового элемента, по которому рассчитывается ресурс, принят нижний пояс резервуара. Внутренний диаметр D и высота его нижнего пояса Нп равны соответственно 16 и 2 м. Площадь контролируемой поверхности А
100 м2 Номинальная толщина стенки нижнего пояса 5Н0М =10 мм, расчетная толщина, т. е. минимально допустимая, 5Р = 6 мм.
При диагностировании нижнего пояса резервуара изнутри была обнаружена его равномерная поверхностная коррозия, явных локальных повреждений металла в виде язв и питтингов не имелось. При измерении толщины стенок нижнего пояса резервуара в 13 точках (в 12 равномерно расположенных на четырех диаметрально противоположных образующих точках, а также в одной дополнительной, произвольно взятой точке) ультразвуковым толщиномером получили следующие результаты: 8,7; 8,8; 8,5; 8,6; 9,0; 8,9; 8,6; 8,4; 8,8; 8,6; 8,0; 8,3 и 8,6 мм.
Диаметр пьезоэлектропреобразователя (ПЭП) ультразвукового толщиномера составляет 8 мм, а площадь FQ
50 мм2
После обработки соответственно получили: йСр = 1,4 мм; йтах = 2 мм; дСр = 0,28 мм/г; Kbf = 0,95; bt. = 9,5; V = 0,0527. Тогда
Лпред = £„ом - 5р - ЛСр = 10 -6 - 1,4 = 2,6 мм;
т — Кь, _ 2,6 • 0,95 _ у 87 г*
С
аср(-1пр)^1Л'
0,28(-0,05)
^ном + С0 “
а = —.
где SH0M — номинальная толщина стенки оборудования по его паспорту, мм; Со — допуск на толщину стенки, мм; Тэ — время от начала эксплуатации до момента измерения 5ф, г.
Поверхности технологического оборудования нефтегазовой промышленности достигают большой величины — десятков и сотен квадратных метров, поэтому измерить глубину разрушения на всех участках этих поверхностей практически невозможно. В связи с этим измерение глубин разрушения осуществляют выборочно в местах наибольшего разрушения. В тех случаях, когда такие места легко выявляются и известны причины повышенной скорости разрушения (повышение температуры, скорости или концентрации технологической среды), оценка остаточного ресурса по средней скорости коррозии также оказывается эффективной. Если же условия эксплуатации для всех участков обследуемой поверхности одинаковы, а неравномерность глубины разрушения в различных точках поверхности существенна и при этом невозможно (или нецелесообразно) измерить глубины разрушения на всех участках, измерения осуществляют выборочно.
В общем случае выборочным называют контроль, при котором отношение F/Fq <1, где F — площадь контролируемой поверхности; Fq — площадь элементарного участка измерения. Достоверность результатов при выборочном контроле зависит от величины отношения F/Fq и степени неравномерности коррозии. Результаты этих измерений подвергают обработке вероятностно-статистическими методами. Аналитическая оценка ресурса с использованием выборочного 206
контроля при поверхностном разрушении, приводящем к утонению стенок оборудования вследствие изнашивания, коррозии или эрозии, выполняется по алгоритму, рекомендованному методическими указаниями «Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении» (РД 26-10-87).
Гамма-процентный ресурс рассчитывают по формуле
Ту = Тср (1 - UyV,\
где Uy — квантиль нормального распределения с заданной вероятностью у; Кт — коэффициент вариации ресурса, определяемый по РД 26-10-87 в зависимости от коэффициента вариации глубин разрушения.
Средний ресурс Тср определяют по формуле
гр __ пред K-bt
С “ дср(- inp)1^’
где ЛПрд — предельно допустимая глубина разрушения стенки силового элемента сосуда до достижения расчетной толщины (без суммы прибавок); Кь t — параметр распределения Вейбулла; (J - установленная доля поверхности разрушения на предельно допустимую глубину Лпред. Р = 5 %•
Предельно допустимая глубина разрушения йпред на дату выполнения оценки ресурса определяется как разница между начальным запасом толщины стенки йнач и средней глубиной разрушения йСр, полученной в результате измерений:
^пред ^нач ^ср (^ном *5р)
hcp .
Для иллюстрации рассмотренной методики расчета остаточного ресурса по РД 2б-1О—87 рассмотрим пример, приведенный в работе А.В. Митрофанова и С.Б. Киченко «Сравнение результатов расчета остаточного ресурса резервуара с поверхностными коррозийными дефектами» // Безопасность труда в промышленности. — М., 2001. — № 7. - С. 27-28.
Пример. Требуется определить остаточный ресурс нефтяного резервуара, находившегося в непрерывной эксплуатации (с момента ввода до контроля толщины стенок) пять лет (Тэ = 5) с вероятностью 0,95.
В качестве основного силового элемента, по которому рассчитывается ресурс, принят нижний пояс резервуара. Внутренний диаметр D и высота его нижнего пояса Нп равны соответственно 16 и 2 м. Площадь контролируемой поверхности А
100 м2 Номинальная толщина стенки нижнего пояса 5Н0М =10 мм, расчетная толщина, т. е. минимально допустимая, 5Р = 6 мм.
При диагностировании нижнего пояса резервуара изнутри была обнаружена его равномерная поверхностная коррозия, явных локальных повреждений металла в виде язв и питтингов не имелось. При измерении толщины стенок нижнего пояса резервуара в 13 точках (в 12 равномерно расположенных на четырех диаметрально противоположных образующих точках, а также в одной дополнительной, произвольно взятой точке) ультразвуковым толщиномером получили следующие результаты: 8,7; 8,8; 8,5; 8,6; 9,0; 8,9; 8,6; 8,4; 8,8; 8,6; 8,0; 8,3 и 8,6 мм.
Диаметр пьезоэлектропреобразователя (ПЭП) ультразвукового толщиномера составляет 8 мм, а площадь FQ
50 мм2
^ном + С0 “
а = —.
где SH0M — номинальная толщина стенки оборудования по его паспорту, мм; Со — допуск на толщину стенки, мм; Тэ — время от начала эксплуатации до момента измерения 5ф, г.
Поверхности технологического оборудования нефтегазовой промышленности достигают большой величины — десятков и сотен квадратных метров, поэтому измерить глубину разрушения на всех участках этих поверхностей практически невозможно. В связи с этим измерение глубин разрушения осуществляют выборочно в местах наибольшего разрушения. В тех случаях, когда такие места легко выявляются и известны причины повышенной скорости разрушения (повышение температуры, скорости или концентрации технологической среды), оценка остаточного ресурса по средней скорости коррозии также оказывается эффективной. Если же условия эксплуатации для всех участков обследуемой поверхности одинаковы, а неравномерность глубины разрушения в различных точках поверхности существенна и при этом невозможно (или нецелесообразно) измерить глубины разрушения на всех участках, измерения осуществляют выборочно.
В общем случае выборочным называют контроль, при котором отношение F/Fq <1, где F — площадь контролируемой поверхности; Fq — площадь элементарного участка измерения. Достоверность результатов при выборочном контроле зависит от величины отношения F/Fq и степени неравномерности коррозии. Результаты этих измерений подвергают обработке вероятностно-статистическими методами. Аналитическая оценка ресурса с использованием выборочного 206
контроля при поверхностном разрушении, приводящем к утонению стенок оборудования вследствие изнашивания, коррозии или эрозии, выполняется по алгоритму, рекомендованному методическими указаниями «Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении» (РД 26-10-87).
Гамма-процентный ресурс рассчитывают по формуле
Ту = Тср (1 - UyV,\
где Uy — квантиль нормального распределения с заданной вероятностью у; Кт — коэффициент вариации ресурса, определяемый по РД 26-10-87 в зависимости от коэффициента вариации глубин разрушения.
Средний ресурс Тср определяют по формуле
гр __ пред K-bt
С “ дср(- inp)1^’
где ЛПрд — предельно допустимая глубина разрушения стенки силового элемента сосуда до достижения расчетной толщины (без суммы прибавок); Кь t — параметр распределения Вейбулла; (J - установленная доля поверхности разрушения на предельно допустимую глубину Лпред. Р = 5 %•
Предельно допустимая глубина разрушения йпред на дату выполнения оценки ресурса определяется как разница между начальным запасом толщины стенки йнач и средней глубиной разрушения йСр, полученной в результате измерений:
^пред ^нач ^ср (^ном *5р)
hcp .Для иллюстрации рассмотренной методики расчета остаточного ресурса по РД 2б-1О—87 рассмотрим пример, приведенный в работе А.В. Митрофанова и С.Б. Киченко «Сравнение результатов расчета остаточного ресурса резервуара с поверхностными коррозийными дефектами» // Безопасность труда в промышленности. — М., 2001. — № 7. - С. 27-28.
Пример. Требуется определить остаточный ресурс нефтяного резервуара, находившегося в непрерывной эксплуатации (с момента ввода до контроля толщины стенок) пять лет (Тэ = 5) с вероятностью 0,95.
В качестве основного силового элемента, по которому рассчитывается ресурс, принят нижний пояс резервуара. Внутренний диаметр D и высота его нижнего пояса Нп равны соответственно 16 и 2 м. Площадь контролируемой поверхности А
После обработки соответственно получили: йСр = 1,4 мм; йтах = 2 мм; дСр = 0,28 мм/г; Kbf = 0,95; bt. = 9,5; V = 0,0527. Тогда
Лпред = £„ом - 5р - ЛСр = 10 -6 - 1,4 = 2,6 мм;
т — Кь, _ 2,6 • 0,95 _ у 87 г*
С
1/9’5 " ’ ’
Ту = Тср(1 - UyVJ = 7,87(1 - 3 • 0,0527) = 6,6 г.
В дополнение к рассмотренному примеру следует отметить, что коррозийный процесс отличается нестабильностью интенсивности протекания во времени, его скорость нуждается ,в уточнении.
-
Прогнозирование ресурса при язвенной коррозии
Данный вид коррозии является наиболее труднопредсказуемым и сложным для оценки степени опасности Конкретно выявленных дефектов из-за нестабильности своего развития. Иногда коррозийный процесс затормаживается настолько, что язвы практически не растут. Часто развитие язвенного коррозийного дефекта после достижения каких-то определенных размеров значительно затормаживается или вовсе прекращается в плане (по площади) и происходит в дальнейшем только в глубину.
До последнего времени для оценки реальной остаточной прочности объектов с коррозийными язвенными дефектами использовались гидравлические испытания. Вместе с тем хорошо известно, что на объектах, связанных с добычей и транспортировкой газа, содержащего H2S, а также сернистой нефти, оставшаяся после испытаний вода может послужить основной причиной иК последующего интенсивного коррозийного повреждения. Кроме того, возникают дополнительные сложности из-за необходимости использования огромного количества воды для испытаний (напрймер, при заполнении магистральных трубопроводов и нефтехранилищ) и негативных эко- 208
Рис. 12.1. Схема коррозийного по-
вреждения, используемого при ана-
лизе прочности по критерию B31G
логических последствий при сбросе загрязненной воды в окружающую среду.
Гидравлические испытания иногда наносят вред изделию, увеличивая размеры имеющихся микротрещин и снижая рабочий ресурс. В отличие от прошлых лет, когда обнаруженные дефекты удалялись (в трубопроводах путем вырезки «катушек»), такая практика ремонта в настоящее время неприемлема. Это обусловлено тем, что в результате своевременной диагностики количество выявляемых дефектов неизмеримо возросло, при этом далеко не все из них представляют реальную угрозу и их удаление или ремонт не являются обязательными.
Для оценки степени опасности язвенных дефектов в трубопроводах в мировой практике с середины 1980-х годов стал широко применяться расчетный метод, разработанный американскими и канадскими специалистами и известный как критерий B31G. В России он также начинает применяться и развивается рядом специализированных организаций, в том числе ОАО «Техдиагностика», «Газпром», «Оренбурггазпром», ВНИИГАЗ и др.
Расчетный метод по критерию B31G базируется на малом количестве исходных данных — двух размерах дефекта (протяженности его вдоль оси трубопровода и глубине относительно номинальной толщины стенки) и механической характеристике материала — минимальном пределе текучести.
Исходя из этих параметров рассчитывается критическое сочетание длины и глубины дефекта, которое может привести к разрушению.
По данным ОАО «Техдиагностика»1, при большей длине (рис. 12.1) вдоль оси трубопровода критический дефект будет иметь меньшую глубину, и наоборот.
На этой основе, зная стт|П, можно построить график (рис. 12.2), определяющий по сочетанию длины L и глубины йтах при толщине
Рис. 12.2. Схема определения критических язвенных дефектов:
зона I — дефекты (1—5), требующие немедленного устранения; зона II — допустимые дефекты (6—8), требующие контроля за их развитием
стенки S критические язвенные дефекты, представляющие реальную опасность для данного трубопровода.
Очевидно, что с помощью того же графика можно определять и остаточный ресурс трубопровода. Критерий предельного состояния трубы в данном случае — сочетание глубины и протяженности вдоль оси трубы коррозийного дефекта, отраженное на графике граничной кривой, разбивающей поле графика на две зоны. Предположив, что конкретный дефект затормозил свое развитие в плане (по площади) и растет далее в основном в глубину, для ориентировочной оценки ресурса можно исходить из средней скорости коррозии