Мониторинг коэффициента запаса прочности линейных участков в различные годы эксплуатации магистрального газопровода
С.Л. Голофаст

ООО «Газпром проектирование»

В работе представлены результаты мониторинга коэффициента запаса прочности линейных участков в различные годы эксплуатации магистрального газопровода. Расчет фактических значений коэффициента запаса выполнен с учетом индивидуальных для каждого года эксплуатации законов распределения избыточного внутреннего давления и температурного перепада на исследуемых участках, а также случайной природы предела текучести материала труб.
На основе полученных результатов мониторинга значений коэффициента запаса выполнена оценка фактического уровня надежности и обоснован класс безопасности участков линейной части для различных периодов времени на стадии эксплуатации магистрального газопровода. Обоснована необходимость учета установленного в результате мониторинга случайного разброса значений коэффициента запаса прочности в пределах одних и тех же участков для различных периодов времени эксплуатации магистрального газопровода при планировании стратегии его эксплуатации, технического обслуживания и ремонта.
Ведение

К одному из основных этапов оценки прочностной надежности линейных участков магистральных газопроводов (МГ) относится процесс сбора, анализа и обработки данных, которые являются значимыми для расчета показателей надежности. В перечень этих данных входят выборки значений таких параметров, как избыточное внутреннее давление р и температурный перепад ∆Т в пределах участка, для которого производится оценка надежности [1, 2, 3].
Параметры р и ∆Т имеют случайную природу и, как следствие, определяют случайный спектр напряжений, возникающих в стенке трубы на обследуемом участке. Процесс сбора значимых данных реализуется на стадии эксплуатации и технического обслуживания магистральных газопроводов. При этом временной интервал сбора данных, и как следствие, соответствующий этому интервалу объем выборки фактических параметров, интегрируемых в расчетные модели показателей надежности, может соответствовать разным периодам времени этапа эксплуатации МГ.

Более того, закономерности распределения таких значимых параметров, как избыточное давление р и температурный перепад ∆Т , подвержены с течением времени изменениям физического, природного и технического характера даже в пределах одних и тех же участков МГ [2]. Вследствие этого результаты расчета показателей прочностной надежности на основе выборок значений таких данных также будут отличаться для различных периодов времени. Фактически, мониторинг показателей надежности, к которым в соответствии со Стандартом ПАО «Газпром» [3] относятся коэффициент запаса прочности К и вероятность отказа Q, будет давать дифференциальную оценку уровню надежности участков МГ.

Такие оценки будут соответствовать периоду времени, в течение которого выполнялся сбор значимых для расчета показателей надежности исходных данных с учетом отличий в закономерностях их распределения для каждого из выбранных временных периодов. Результаты такого мониторинга являются основой для индивидуальной оценки или уточнения класса безопасности обследуемого участка с учетом динамики изменения во времени значимых параметров и корректировки, в случае необходимости, стратегии дальнейшей эксплуатации, проведения технического обслуживания или ремонта линейной части МГ.
Основная часть
Подход к оценке уровня надежности участков МГ на основе фактических значений коэффициентов запаса прочности рассмотрен в работе [4]. Следуя данному подходу на первом этапе его реализации на основе нормативных документов [3, 5] для исследуемого участка рассчитывают проектное значения коэффициента запаса Кnp:
где n — коэффициент надежности по внутреннему давлению;
k1 — коэффициент надежности по материалу труб;
kн — коэффициент надежности по назначению трубопровода;
т — коэффициент условий работы трубопровода.
Далее согласно формул, представленных в таб. 1, вычисляют допускаемые значения коэффициентов запаса, которые соответствуют классам безопасности, принятым для линейных участков магистральных газопроводов в соответствии со Стандартом ПАО «Газпром» [3]:
Формулы для расчета коэффициентов запаса в
зависимости от классов безопасности линейных участков МГ
На следующем этапе реализуют процесс формирования выборок значимых для расчета показателей надежности параметров. К таким параметрам при решении задач оценки уровня надежности участков МГ относят избыточное внутреннее давление р, температурный перепад ∆Т и предельные для материала трубы напряжения s, которые по своей природе являются случайными величинами [1, 2, 3, 4, 6, 7, 8]. Выборки значений si,i=1,n предельных напряжений s получают в результате лабораторных экспериментальных исследований механических характеристик трубных сталей [4, 7, 9]. Объем таких выборок определяется количеством образцов, вырезанных из материала трубы и подвергнутых испытаниям. Выборки значений pj,j=1,m избыточного внутреннего р давления и ∆Тi,i=1,m температурного перепада ∆Т для каждого обследуемого участка формируются на этапе эксплуатации МГ [1, 2, 4, 6], а объем данных выборок определяется продолжительностью периода сбора информации о фактических значениях данных параметров.
На третьем этапе реализации подхода на основе функциональных зависимостей σ=σ(p,T,Dн,δ,h,L,ψ) и выборок значений pj,j=1,m и ∆Тi,i=1,m формируют выборку значений σj,j=1,m напряжений σ, возникающих в стенке трубы на обследуемом участке МГ.

На заключительном этапе определяют фактический коэффициент запаса прочности Кф как частное двух случайных величин s и σ на основании зависимости:
где s — предельные для материала трубы напряжения (МПа), имеющие выборку значений si,i=1,n , σ — фактические кольцевые напряжения в трубе (МПа), имеющие выборку значений σj,j=1,m, сформированную на предыдущем этапе.

Полученная на основании зависимости (2) функция плотности вероятности функции fКф(Кф) коэффициента запаса прочности позволяет рассчитать значения квантилей искомого коэффициента Кфα [10] при любом уровне значимости (например, α = 0,01 или α = 0,05) в результате решения уравнения:
Сравнение рассчитанных значений квантилей Кфα с проектным Кпр и допускаемыми К2, К3 и К4 значениями коэффициента запаса прочности, вычисленными в ходе реализации первого этапа, позволяет на основании таб. 1 установить класс безопасности для исследуемого участка МГ [3, 4].

Полученные при решении уравнения (3) квантильные значения коэффициента запаса прочности будут отражать тот уровень надежности, который соответствует временному периоду сбора данных параметров, например, месяц, квартал, год и т.д. Соответственно мониторинг коэффициента запаса прочности позволит оценивать класс безопасности исследуемого участка с учетом изменения закономерностей и пределов рассеивания значимых параметров для различных периодов времени этапа эксплуатации МГ. Результаты такого мониторинга будут являться основой для обоснования или коррекции индивидуальной стратегии эксплуатации, технического обслуживания или ремонта участков магистрального газопровода.
Пример расчета
Мониторинг значений коэффициента запаса прочности Кф и оценку уровня надежности выполним для двух различных участков линейной части одного из магистральных газопроводов, находящихся на территории Западной Сибири.
Сравнение рассчитанных значений квантилей Кфα с проектным Кпр и допускаемыми К2, К3 и К4 значениями коэффициента запаса прочности, вычисленными в ходе реализации первого этапа, позволяет на основании таб. 1 установить класс безопасности для исследуемого участка МГ [3, 4].

Данные участки, расположенные после компрессорных станций КС-03 «Губкинская» и КС-7 «Демьянская», обозначим условно как Участок 1 и Участок 2. Расчеты фактических значений коэффициента Кф выполним для 2010, 2011, 2012 и 2013 гг. эксплуатации МГ. Выборки для исследуемых линейных участков таких параметров, как избыточное внутреннее давление р и температурный перепад ∆Т сформированы отдельно для каждого из указанных выше годов эксплуатации. Необходимые для выполнения расчетов фактических значений коэффициентов запаса прочности исходные данные представлены в таб. 2.
При выполнении расчетов примем, что материал трубы на исследуемых участках — сталь 17Г1С, а труба изготовлена на Челябинском ТПЗ в соответствии с ТУ 14-3-109-73. Выборки значений предела текучести σТ, принятого в соответствии со Стандартом [3] в качестве допускаемых напряжений s для данной стали, получены в процессе исследований, результаты которых приведены в работах [4, 7, 10], а гистограмма и функция плотности вероятности данного параметра представлены на рис. 1.
Гистограмма и функция плотности допускаемых напряжений s
Вычислим на основании зависимости (1), а также представленных в таб. 1 формул и таб. 2 исходных данных, проектное Кпр и допускаемые К24 значения коэффициентов запаса:
Гистограммы и функции плотности вероятности fp(p), f∆Т(∆Т) параметров р и ∆Т, полученные для Участка 1 на основании выборок значений и pj,j=1,m и ∆Тi, i=1,m, сформированных для каждого из рассматриваемых в примере годов эксплуатации МГ, представлены в строках 1 и 2 таб. 3. В строке 3 таб. 3 приведены функции плотности fσ(σ) напряжений σ, возникающих в стенке трубы на Участке 1 в 2010, 2011, 2012 и 2013 гг. эксплуатации МГ. Функция плотности вероятности fКф(Кф) для фактического коэффициента запаса прочности, полученная на основании уравнения (3) для каждого года эксплуатации, представлена в строке 5 таб. 3. а квантильные значения коэффициентов запаса прочности Кф0,95, рассчитанные при уровне значимости α = 0,05 — в строке 1 таб. 5.

Аналогичная информация для Участка 2 представлена в таб. 4 и строке 2 таб. 5.
Функции плотности избыточного внутреннего давления, температурного перепада и напряжений, возникающих в стенке трубы на Участке 1
Функции плотности избыточного внутреннего давления, температурного перепада и напряжений, возникающих в стенке трубы на Участке 2
По результатам проведения бурения БГС были получены следующие комплексные эффекты (таб. 3).
Анализ результатов
Анализ представленных в таб. 3 и 4 закономерностей и границ распределения случайных по своей природе параметров, таких как избыточное внутреннее давление р и температурный перепад ∆Т, свидетельствует, что они имеют явные отличия в пределах рассматриваемых участков в различные годы эксплуатации МГ.
Вследствие этого функции плотности fσ(σ) возникающих в стенке трубы напряжений σ, аппроксимация которых [13, 14] выполняется на основе выборки фактических значений каждого из данных параметров, формируемой в течение принятого временного периода, также отличаются. Результатом таких отличий являются индивидуальные и специфические для каждого года эксплуатации МГ функции плотности вероятности fКф(Кф) коэффициента запаса прочности и различные величины определяемых на их основе квантильных значений коэффициента Кф0,95 на каждом линейном участке.

В рассмотренном примере для Участка 1 фактические значения коэффициента запаса прочности составили Кф0,95=1,59, Кф0,95=1,60, Кф0,95=1,63 и Кф0,95=1,61 соответственно для 2010; 2011; 2012 и 2013 гг. эксплуатации МГ. Несмотря на различия в полученных значениях Кф0,95, все они находятся в одном интервале допускаемых значений К3 < Кф0,95< К4=1,66 вне зависимости от года эксплуатации, вследствие чего класс безопасности Участка 1 соответствует уровню «нормальный» на протяжении 4 лет эксплуатации МГ.
Однако при анализе результатов расчета для Участка 2 имеет место ситуация, когда значения коэффициентов запаса прочности существенно отличаются между собой для каждого года эксплуатации. Так, для 2010 г. значение коэффициента составило Кф0,95=1,64, следовательно, класс безопасности данного участка можно отнести к уровню «нормальный», т.к. К3 =1,52< Кф0,95=1,64< К4=1,66. Но для 2011 и 2012 гг. эксплуатации МГ значения коэффициентов запаса уменьшились по отношению к величине данного коэффициента в 2010 году и составили Кф0,95=1,46 и Кф0,95=1,49 соответственно. Вследствие того, что полученные величины коэффициентов запаса стали относиться к другому интервалу допускаемых значений К2=1,38< Кф0,95=1,64< К3=1,52, класс безопасности участка в 2011 и 2012 гг. изменился до уровня «низкий». При этом для временного интервала, соответствующего 2013 г. эксплуатации МГ, зафиксировано увеличение коэффициента запаса прочности до величины Кф0,95=1,69 . Т.к. полученное значение данного коэффициента стало соответствовать другому интервалу допускаемых значений К4=1,66< Кф0,95=1,69< Кпр=1,8, то уровень безопасности данного участка в 2013 г. изменился в сторону повышения и его можно оценить как «средний».

Полученные данные свидетельствуют, что в развитие результатов исследований, представленных в работах [1, 4, 8, 10, 11, 12], при определении показателей надежности необходимо учитывать изменение закономерностей рассеивания значимых параметров не только в пределах каждого участка линейной части, но и в зависимости от периода времени эксплуатации МГ.
ИТОГИ
Представленные в статье результаты мониторинга коэффициента запаса прочности линейных участков свидетельствуют, что значения данного показателя надежности существенно отличаются в различные годы эксплуатации магистрального газопровода. Вследствие этого для повышения достоверности оценки уровня надежности участков газопровода необходимо учитывать отличия в закономерностях рассеивания значимых для расчета показателей надежности параметров не только в пределах каждого участка линейной части, но и периода времени сбора информации о значимых параметрах на стадии эксплуатации газопровода.
ВЫВОДЫ
1. Применяемые для расчета показателей надежности участков линейной части параметры, такие как избыточное внутреннее давление и температурный перепад, имеют в пределах одних и тех же участков существенные отличия в закономерностях распределения в различные годы эксплуатации МГ. Вследствие этого фактические значения коэффициентов запаса прочности, расчет которых выполняется на основе выборки случайных значений указанных параметров, будут индивидуальными не только для каждого обследуемого участка, но и отличаться в зависимости года эксплуатации МГ.

2. Рассмотренный подход позволяет выполнить оценку надежности и класса безопасности линейных участков на основе результатов мониторинга фактических значений коэффициентов запаса для любого периода времени эксплуатации обследуемого участка МГ. При этом в процессе мониторинга учитываются отличия в закономерностях и пределах рассеивания для различных периодов времени сбора информации о значимых параметрах в пределах каждого исследуемого участка на стадии эксплуатации МГ.

3. Определение класса безопасности участка с учетом выявленных по результатам мониторинга отличий в значениях коэффициента запаса прочности для различных периодов времени эксплуатации МГ позволяет оперативно корректировать стратегию эксплуатации, технического обслуживания или ремонта для каждого обследуемого участка линейной части МГ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Филатов А.А., Георге М.С. Влияние условий эксплуатации газопровода на показатели его прочностной надежности // Наука и техника в газовой промышленности. 2013. №2 (54). С. 75–82.

2. Голофаст С.Л. Мониторинг надежности линейных участков магистрального газопровода в различные периоды эксплуатации // Безопасность труда в промышленности. 2019. №7 (751). С. 7–14.

3. СТО Газпром 2-2.3-184-2007. Методика по расчету и обоснованию коэффициента запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания. Введен с 14.05.2008.

4. Голофаст С.Л. Влияние фактических закономерностей распределения предела текучести стали 17Г1С на коэффициент запаса прочности участков магистрального газопровода // Экспозиция Нефть Газ. 2019. №3 (70). С. 58–64.

5. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. М.: ФГУП ЦПП, 2005. 60 с.

6. Суриков В.И. Система геотехнического мониторинга и безопасного управления магистральными нефтепроводами, проложенными в сложных природно-климатических условиях // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. №2 (22). С. 20–27.

7. Голофаст С.Л. Влияние статистического разброса предела текучести трубной стали марки 17Г1С на прочностную надежность магистральных газопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2019. №2 (746). С. 42–47.

8. Филатов А.А., Новоселов В.В. Влияние прочностных свойств материала трубы на вероятностные характеристики коэффициента запаса прочности в условиях эксплуатации газопровода // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2014. №4. С. 80–85.

9. ГОСТ1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение. М.: Стандартинформ, 2005.

10. Голофаст С.Л. Оценка прочностной надежности магистральных трубопроводов на основе квантильных значений коэффициента запаса прочности // Безопасность труда в промышленности. 2018. №7 (739). С. 22–28.

11. Владова А.Ю., Владов Ю.Р. Прогноз температуры грунта линейного протяженного объекта // Безопасность труда в промышленности. 2020. №6 (762). С. 14–20.

12. Голофаст С.Л. Оценка прочностной надежности магистрального газопровода с учетом фактических закономерностей распределения толщины стенки трубы // Безопасность труда в промышленности. 2020. №6 (762). С. 21–28.

13. Maritz J.S. Distribution-free statistical methods. 2nd ed. London: Chapman & Hall, 1995. 255 p. (In Eng.).

14. Симахин В.А. Робастные непараметрические оценки: адаптивные оценки взвешенного максимального правдоподобия в условиях статистической априорной неопределенности. Saarbrucken, Germany: LAP LAMBERT Academic Publishing Gmb H&Co. KG, 2011.
Сергей Леонидович Голофаст, д.т.н., профессор
trasser@inbox.ru

ООО «Газпром проектирование», Санкт-Петербург, Россия
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Проектные значения коэффициента запаса для участков магистрального газопровода рассчитаны в соответствии с требованиями СНиП 2.05.0685* (Магистральные трубопроводы). Экспериментальные исследования механических характеристик материала труб, изготовленных из стали 17Г1С, выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ 1497-84. (Металлы. Методы испытаний на растяжение). Закономерности изменения предела текучести металла труб получены на основе обработки результатов экспериментов методами непараметрической статистики. Оценка фактических значений коэффициента запаса прочности и текущего уровня надежности участков магистрального газопровода выполнена согласно СТО ПАО Газпром 2-2.3-184-2007.
мониторинг, магистральный газопровод, линейный участок, коэффициент запаса прочности
С.Л. Голофаст. Мониторинг коэффициента запаса прочности линейных участков в различные годы эксплуатации магистрального газопровода. 2020. №3. С. 26-30. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10085.
15.05.2020
УДК 621.6+539.2/6+519.2
DOI:10.24411/2076-6785-2019-10085

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda