раздел iii. проектирование, сооружение и эксплуатация
реклама
Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ ИССЛЕДОВАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВОГО ПОЖАРОТУШЕНИЯ НА РЕЗЕРВУАРЕ С КУПОЛЬНОЙ КРЫШЕЙ 1 В.К. Тян, М.Р. Терегулов, 2П.А. Комаров, А.В. Жаринов 1 СамГТУ, г. Самара, Россия ОАО «Гипротрубопровод», филиал «Самаргипротрубопровод», г. Самара, Россия 2 В настоящее время продвижение центров добычи и транспортировки нефти в места с менее развитой инфраструктурой, заставляют компании, занимающиеся добычей и транспортировкой нефти, уделять повышенное внимание к качеству мероприятий по предупреждению и тушению техногенных пожаров. В частности, тушение пожаров на вертикальных стальных резервуарах для нефти любой конструкции затруднено, вследствие чего они нередко наносят особенно большой ущерб. Так, по данным, опубликованным в США, пожар на бензиновом резервуаре с плавающей крышей, возникший от удара молнии и длившийся три дня, нанес ущерб около 400 тыс. долл.; в резервуарном парке НПЗ фирмы «Шелл» в штате Калифорния в результате переполнения резервуара с бензином или разрыва трубопровода, подающего бензин в резервуар, от огневого нагревателя возник пожар, который продолжался 7,5 часов и нанес ущерб 400 тыс. долл. [1]. По данным, опубликованным в России, пожар с дальнейшим взрывом, продолжавшийся сутки в резервуарном парке ЛПДС «Конда», возникший в результате попадания грозового разряда в резервуар, и дальнейшее его распространение через газоуравнительную систему, привел к 3-м человеческим жертвам и потере 4-х емкостей объёмом 20000 м3 [2].; пожар резервуара РВСП-5000 на нефтебазе около г. Ангарска, продолжавшийся более 2-х суток, из-за нехватки пенообразователя, воды и отсутствия подъездных путей. Таким образом, в условиях отдалённой и труднопроходимой местности с невозможностью быстрого пополнения запасов средств пенотушения, используемых в настоящее время для автоматического тушения резервуаров для нефти и нефтепродуктов, внедряют системы автоматического газового пожаротушения (АУГП) на базе изотермического модуля для жидкой двуокиси углеводорода (МИЖУ). Результаты положительных практических опытов применения автоматических установок пожаротушения на натурных испытаниях подтвердили принципиальную возможность их применения на вертикальных стальных резервуарах [3]. Однако, проведённое пробное испытание системы газового пожаротушения на выведенном из эксплуатации резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык», показало наличие вакуумметрического и 237 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ избыточного давлений в резервуаре [4]. Также в резервуаре наблюдалось резкое падение температуры, связанное с мгновенным расширением жидкой фазы углекислоты в свободную полость надпонтонного пространства резервуара. Результатом эксперимента явилось повреждение поплавкового понтона, установленного на стойках на днище резервуара. Эпюра распределения давлений при натурном эксперименте на резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык» представлена на рис. 1[4]. Рис.1 Эпюра распределения давлений при натурном эсперименте на резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык» Работы и методики, опубликованные по данному вопросу [2, 3] не позволяют описать процессы, проходящие в ёмкости при применении газового тушения, а также их воздействие на конструкцию самой ёмкости. Для описания проведённого натурного эксперимента на выведенном из эксплуатации резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык», был использован численный метод модуля CFX в программном пакете ANSYS. В задаче рассматривалось моделирование подачи газообразной фазы углекислоты в надпонтонное пространство резервуара с вентиляционными патрубками. Ввиду короткого промежутка времени подачи (согласно эксперимента подача осуществлялась – 81 сек.) моделирование производилось на 18 и 43 секундах подачи газообразной фазы углекислоты, при положении понтона на стойках, температура внутри резервуара принималась -32°С (согласно проведения натурного испытания). Расчетной моделью являлась область газового пространства внутри резервуара РВСП-20000 без учета подпонтонного пространства (высота стенки равна 9,94 м). Конечно-элементная модель получена средствами препроцессора ANSYS с последующим импортом в модуль СFX. Газовое пространство смоделировано тетра- и кубическими элементами. 238 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ В связи с равномерным расположением вентиляционных патрубков и патрубков ГПТ (14 шт.) был создан сектор резервуара с раствором угла 360/14 градусов. Результаты численного моделирования представлены в таблице 1. Таблица 1. Результаты численного моделирования Налив резервуара, м Температура внутри резервуара, °С Результат натурного эксперимента. Понтон на стойках, температура воздуха в резервуаре: -32°С Результат моделирования. Понтон на стойках, температура воздуха в резервуаре: -32°С Значение вакуума на 18 сек. подачи углекислоты, Па Значение избыточного давления на 43 сек. подачи углекислоты, Па 680 1090 650 1020 На рисунках 2 и 3 представлены эпюры распределения давления внутри резервуара на 18 и 43 сек. подачи СО2. Рис. 2. Эпюра распределения давления внутри резервуара на 18 сек. подачи СО 2. 239 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис. 3. Эпюра распределения давления внутри резервуара на 43 сек. подачи СО 2. По итогам сравнения данным натурного эксперимента и численного моделирования процесс поступления углекислоты в резервуар можно описать следующим образом. После начала подачи в полость резервуара сжиженной углекислоты, в объёме и при температуре, соответствующей экспериментальным данным, в резервуаре возникает ненормативное вакуумметрическое давление, вследствие фазового превращения жидкой составляющей углекислоты в газообразное, при этом происходит интенсивное охлаждение полости резервуара, следовательно, в объёме резко падает температура и давление, возникает ненормативное вакуумметрическое давление. При понижении давления в полость резервуара начинает активно поступать более теплый воздух из вентиляционных патрубков на крыше, одновременно в резервуар продолжается интенсивное поступление углекислоты. Далее во внутренней полости резервуара наблюдается резкий рост избыточного давления, которое со временем опускается до атмосферного. Итогом зафиксированных скачков давлений в выведенном из эксплуатации резервуаре, явилось разрушение алюминиевого понтона, установленного на стойках. В результате проведённого численного моделирования опыта применения системы газового пожаротушения на выведенном из эксплуатации резервуаре объёмом 20000 м3, представлено описание процесса возникновения ненормативного вакуумметрического давления во внутренней полости резервуара. Согласно действующей нормативной документации в резервуаре типа РВСП (с понтоном) при применении системы газового пожаротушения допустимое вакуумметрическое давление составляет не более 0,25 кПа [5]. По разрешенным на сегодняшний день методикам расчета 240 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ резервуаров на прочность и устойчивость избыточное давление разгружает меридиональное напряжение в стенке от собственного веса стенки, снегового покрова и веса металлоконструкций на крыше резервуара. В то же время, наличие ненормативного значения вакуума грозит потерей устойчивости стенки, выходу из строя технологического оборудования и должно быть учтено при проектировании автоматики пожаротушения от рисков ложного срабатывания и при расчётах конструкции стенки резервуара. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Волков О.М. Пожарная безопасность резервуаров с нефтепродуктами, 1984, 153 с. 2. Описание пожара в резервуарном парке ЛПДС «Конда» 22 августа 2009 года. Электронный ресурс: http://csu-konda. 3. Шарапов С.В., Боблак В.А. Экспериментальные исследования по применению жидкой двуокиси углерода для тушения пожаров в резервуарных парках хранения нефти и нефтепродуктов. // Проблемы управления рисками в техносфере (научно-аналитический журнал). № 2, 2012 г. 4. Акт комплексного испытания автоматической установки газового пожаротушения на основе резервуара с жидкой двуокисью углерода, установленной на резервуаре РВСП 20000 м3. 5. РД-23.020.00-КТН-018-14 Резервуары стальные вертикальные для хранения нефти и нефтепродуктов объёмом 1000-50000 м3. Нормы проектирования. ОАО «АК «Транснефть, 2013 г. УДК 622.692.23-034.14 ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ И ОЧИСТКА ОТ АСПВ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ С ПРИМЕНЕНИЕМ МАГНИТНОГО АКТИВАТОРА (ДЕПАРАФИНИЗАТОРА) М.Р. Терегулов , 2А.В. Жаринов 1 2 1 СамГТУ, г. Самара, Россия ОАО «Гипротрубопровод», филиал «Самарагипротрубопровод», г. Самара, Россия Работа посвящена проблеме повышения эффективности эксплуатации магистральных и технологических нефтепроводов, осложнённых парафиноотложением. По опыту эксплуатации магистральных нефтепроводов, наряду с проблемами диагностики эффективности технологических режимов, и возникновением нестационарных режимов, эксплуатационный персонал сталкивается с проблемами отложений асфальто-смоло-парафиновых веществ 241 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ (АСПВ) на стенке трубы, что приводит к снижению эффективности работы насосных установок и производительности трубопроводной системы в целом, особенно магистральных нефтепроводов, осложнённых парафиноотложением. Повышение эффективности эксплуатации магистральных и технологических нефтепроводов, главным образом, заключается в уменьшении перерасхода электроэнергии, потребляемой насосными установками. Перерасход электроэнергии обусловлен рядом факторов: это и работа насосов вне оптимальных режимов, частые переключения и техническое состояние агрегатов, внутритрубные отложения смол, парафинов, ила, песка и грата, что уменьшает пропускную способность трубопроводов. Твердые отложения в трубах и резервуарах обычно называются парафиновыми, подразумевая, что в их составе преобладают парафины, асфальтены, смолы и связанная нефть, что не исключает песок, грат, ил и различные соли. Линейную часть магистральных трубопроводов чаще всего чистят скребками. Для очистки скважин большее распространение получили термические методы очистки, гидроудар или промывка растворителями. В резервуарах – гидроразмыв, пропаривание и механическая зачистка. И только очистка обвязки насосных станций (НПС) остается технологической проблемой. Коммуникации насосных станций обладают рядом конструктивных особенностей (варьирование диаметрами труб, повороты, задвижки, тупиковые участки и др.), при сравнительно малой длине трубопроводов. Это ограничивает применение большинства известных методов. В данной работе рассмотрен способ предупреждения парафинообразования методом магнитной активации, получившего широкое распространение на нефтепромыслах [2-4]. Рассмотрим процесс образования отложений, в частности парафина, более детально с точки зрения воздействия данного фактора на эксплуатацию нефтепровода. В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и, как следствие, к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отражается на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода [5]. Присутствие в составе нефти парафина в процентных долях ускоряет процесс засорения нефтепровода, особенно осложнённых присутствием асфальто-смоло-парафиновых веществ. При температурах в среднем 25-35˚С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации (THK) парафин выделяется в виде 242 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта Т 0 (температура грунта на глубине заложения оси трубопровода). Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст., и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе - THK>T>T0. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости υmax. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости υ0 образование отложений прекращается. Образующиеся на стенках труб отложения только на 40-60% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами, приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений. Процесс образования отложений можно представить следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже THK из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравниваются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю [5] . Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. По мере засорения пропускная способность МН постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов добиваются незначительного увеличения производительности МН. Продолжительность работы при установленной 243 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода - плановой. В результате такого регулирования существует возможность обеспечения работы МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном КПД регулирования [5]. Как уже было сказано выше, на скорость засорения нефтепровода влияет процесс парафиноотложения, для более детального охвата имеющихся в настоящее время способов борьбы с парафиноотложением рассмотрим каждый из них отдельно. Для решения проблемы парафинизации разработано более десяти различных способов борьбы с отложениями. Все предлагаемые методы можно разделить на две основные группы рис.1. В группу проведения работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 1) входят следующие способы: применение гладких покрытий, химические, физические. Химические методы базируются на дозировании в продукт химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [2]. Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы [3]: Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. Основным существенным недостатком химического метода является высокая стоимость реагентов, а также условий их введения (подогрев, скорость потока и т.п.) и узконаправленность воздействия (например, депрессаторы рекомендуются только для парафиновых нефтей и не являются эффективными для высоковязких нефтей с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ) [4]. 244 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Борьба с АСПВ Предупреждение Применение гладких покрытий Смачивающие Модификаторы Депрессаторы Химические Очистка Физические Тепловые Механические Химические Вибрационные Электропечи Скребки Магнитные поля Индукционные подогреватели Скребки центраторы Электрические поля Реагенты, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции Электромагнитные поля Ультразвуковые Диспергаторы Р и с . 1 . Классификация методов борьбы с АСПВ Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию. Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб [5]. Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам предупреждение образования отложений. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПВ началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали достаточно долго и стабильно работающие магниты. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПВ значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы [6-9]. 245 Растворители Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ В группу проведения работ по очистке и удалению образовавшихся отложений (рис. 1) входят тепловые, механические и химические способы. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50°С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла (печи, тепловые, индукционные и т.п.) или реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции. Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий. Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является малораспространённым в магистральном транспорте способом, однако, довольно широко - в процессах добычи, хранения и подготовки промысловой нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями. Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПВ на стенке трубы. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции. Однако использование скребков на технологических трубопроводах технически невозможно. Применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали, ввиду увеличения стоимости труб не нашел широкого применения в магистральном транспорте нефти и нефтепродуктов, в отличие от промысловых трубопроводов подготовки и сбора. Принцип действия магнитной активации заключается в следующем. При прохождении нефти между магнитными стержнями активатора под воздействием магнитного поля происходит разрушение ее агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 мг/т в нефти. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 1001000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. 246 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ С физической точки зрения механизм воздействия магнитной обработки выглядит следующим образом, см. рис. 3. Если некоторый объем жидкости V перемещать вдоль расположенных определенным образом постоянных магнитов (например, вдоль оси х), то на содержащиеся в ней ферромагнитные частицы механических примесей будут действовать силы тяжести G и сопротивления обтеканию W, "архимедова" сила R и сила, действующая со стороны магнитного поля F. Если создать условия, при которых результирующая сила Р1,2 направлена к поверхности магнита, то частицы будут притягиваться к поверхности из жидкости. Осевшие мелкодисперсные частицы также способны притягивать другие ферромагнитные частицы, коагулируя до размеров, обеспечивающих их отрыв потоком жидкости. Коагулированные скопления частиц сохраняются в потоке, вследствие действия сил остаточной намагниченности и проявления связующих свойств веществ, присутствующих в жидкости (например, смол, парафинов и асфальтенов). Р и с . 3 . Схема действующих на частицу сил Устройство магнитного активатора для магнитной обработки нефти представлено на рис. 4. 247 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Р и с . 4 . Устройство магнитного активатора Магнитные активаторы используются для борьбы с парафиноотложениями в НКТ добывающих скважин. За 1995-1998 гг. на месторождениях ОАО "Оренбургнефть" было испытано 115 магнитных депарафинизаторов различных конструкций. Только в 1997 г. от использования 57 магнитных активаторов различных конструкций в целом по скважинам ОАО "Оренбургнефть" сократилась обработка горячей нефтью и химреагентами на 274 и механическими скребками на 185. Срок окупаемости магнитных депарафинизаторов в скважинах с небольшим межочистным сроком (до нескольких суток) составляет не более одного месяца [14]. Эффективность магнитной обработки нефти при перекачке на промысловых и магистральных нефтепроводах требует дальнейших исследований на трубопроводах перекачивающих различные сорта нефтей. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Катанов Р.Ш., Кутуков С.Е. Технология очистки технологических трубопроводов насосных станций / Р.Ш. Катанов, С.Е. Кутуков // Нефтегазовое дело.2006. – том 4, №1. – С. 143-148.; 2. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Никитин Р.В. и др. Результаты применения магнитной обработки на скважинах, имеющих осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа: Тезисы докладов. III конгресс нефтегазопромышленников, Секция Н. - Уфа. - 2001, - с. 121-122. 3. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с. 4. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18. 5. Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1998 – 80 с 248 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ 6. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986.- 240 с. 7. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с. 8. Дегтярёв В.Н. Перекачка высоковязких и застывающих нефтей. Самара: ВК-Транс 2006. 144 с. 9. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.: ил. 10. Ковач В.И., Аливанов В.В., Шайдаков В.В. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии. // Нефтяное хозяйство - 2002. - №10 - с. 11. Лесин В.И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения /Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2001. - №1. - С. 18-20. 12. Integrated water magnetic conditioner and filter. http:/www.sovinservice.ru/mf_2000_eng.html. 13. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиноотложением // Нефтяное хозяйство. - 1997. - N 9. - С. 62.-69. 14. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ГОРЕЛОЧНЫХ УСТРОЙСТВ И СИСТЕМ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВА ДЛЯ ТРУБЧАТЫХ ПЕЧЕЙ А.С. Печников СамГТУ, г. Самара, Российская федерация Анализ тепловой работы трубчатых печей технологических установок нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности показывает, что эффективность работы печей во многом зависит от совершенства работы системы сжигания топлива и горелочных устройств в частности. Большое количество горелочных устройств в печи, их высокая материалоёмкость, слабая надёжность в эксплуатации (из-за высокой температуры в топке и широко меняющегося фракционного состава топливного газа), трудности поддержания необходимого теплового режима печи говорят о том, что существующие системы сжигания топлива далеки от совершенства. В настоящее время существует ряд горелочных устройств, широко применяемых на практике в трубчатых печах, при работе которых выявляются существенные недостатки. Одним из недостатков является то, что техническая характеристика большинства горелок не имеет достаточной информации для проведения конструктивных и поверочных тепловых расчётов топки существующих трубчатых печей согласно 249 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ требованиям обеспечения протекающего в них процесса и улучшения эксплуатационных показателей. В связи с этим в настоящей работе были поставлены и успешно решены следующие задачи: - разработана новая конструкция горелочного устройства для трубчатых печей повышенной надежности в эксплуатации – акустические газовые горелки типа АГГ; - исследованы характеристики горелок на исследовательских стендах и в промышленных печах; - разработаны новые системы сжигания топлива для трубчатых печей с использованием горелочных устройств типа АГГ; - теоретически и экспериментально исследованы процессы теплообмена в трубчатых печах с новой системой сжигания топлива; - разработаны рекомендации по расчету трубчатых печей, оснащаемых новыми горелочными устройствами; - представлен опыт внедрения новых системы сжигания топлива с горелками типа АГГ в печах, а также определены технико-экономические достоинства новой системы отопления в сопоставлении с традиционным отоплением промышленных печей. УДК 622.692 ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА С ПРИМЕНЕНИЕМ УСТРОЙСТВА ПЕРЕРЫТИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПОВОДА (УПМТ) В.К.Тян, Н.И.Иванова СамГТУ, Самара, Россия Техническое состояние значительной части (более 50 %) магистральных трубопроводов нуждается в оперативном ремонте, что обусловлено большим сроком их эксплуатации. Современная технология ремонта с вырезкой дефектного участка (катушки) требует больших энергетических, трудовых и временных затрат, что связано с несовершенством применяемой технологии. Как правило, возникают серьезные экологические проблемы в случае приема больших объемов откачиваемой нефти в амбары. В настоящее время возникла необходимость в инновационных перекрывающих устройствах и технологиях ремонта трубопроводов, позволяющих оперативно вводить без вырезки катушки в любом месте трубопровода перекрытие, обеспечивающее значительный перепад 250 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ давлений. Эта тенденция устойчива, т.к. в обозримом будущем требования к оперативности ремонта и обеспечению безопасности функционирования останутся актуальными. Инновация подхода заключается в том, что предлагаемая технология позволяет оперативно и надежно перекрыть трубопровод в любом сечении предлагаемым устройством перекрытия магистрального трубопровода (УПМТ), тем самым отсечь только дефектный участок, подлежащий ремонту, минимизировать объем откачиваемой нефти, использовать технологию откачки нефти «за задвижку - УПМТ» без использования амбаров, а также производить ремонт без остановки перекачки. Ключевым моментом технологии ремонта трубопровода является предлагаемое устройство перекрытия магистрального трубопровода (УПМТ). Надежность устройства обеспечивается конструкцией УПМТ, имеющей в своем составе систему ввода и перемещения подвижных частей, гидравлическую систему в качестве привода, лепестковую перекрывающую мембрану, внешнее кольцевое сжимающее устройство. Гидравлическая система переводит все элементы УПМТ из исходного положения в конечное и наоборот, обеспечивает герметичность перекрытия за счет прижатия лепестков перекрытия к стенке трубы. Лепестки с эластичными уплотнителями в рабочем положении обеспечивают герметичность перекрытия внутренней полости трубы. Внешнее кольцевое устройство ограничивает деформацию трубы во внешнюю сторону в области прижатия лепестков. Внешняя часть УПМТ имеет фланцы для подключения байпаса и систем откачки нефти «за задвижку - УПМТ». Система контроля и управления позволяет управлять каждым элементом устройства и всей технологией в целом. Устройство перекрытия УПМТ отличается от известных высокой герметичностью в прямом и обратном направлениях перепадов давления, а также многофункциональностью: позволяет реализовать технологию откачки нефти с ремонтируемого участка «за задвижку - УПМТ», а перекачку производить без останова МТ по байпасу. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Халлыев Н.Х., Будзуляк Б.В., Лежнев М.А. Ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов. Учебное пособие: - М., «Нефть и газ», 2005, 183 с. 2. РД 61-61-001 68623-09-95 Технология производства работ на магистральных продуктопроводах врезкой под давлением и производства работ по перекрытию сечения магистрального продуктопровода без остановки перекачки продукта (ШФЛУ). 251 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ УДК 620.197.6:622.692.4 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИЛИКАТНО-ЭМАЛЕВЫХ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В.Н.Артюшкин СамГТУ, г. Самара, Россия На нефтепромыслах в системах сбора и подготовки нефти и поддержания пластового давления по трубопроводам перекачиваются жидкости с высокой коррозионной активностью. Последние десятилетия характеризуются вводом в эксплуатацию нефтяных и газовых месторождений, содержащих повышенное количество сероводорода, углекислого газа и других агрессивных компонентов, вследствие чего возрастает опасность коррозионного разрушения трубопроводов, сокращение срока их службы, увеличение эксплуатационных расходов. Мировая практика защиты труб от коррозионного разрушения накопила значительный опыт по применению мастичных, полимерных, лакокрасочных, силикатных и других видов покрытий. Основные требования к защитным покрытиям: - покрытие должно быть сплошным и беспористым; - обладать химической устойчивостью и долговечностью; - иметь хорошую адгезию к металлу; - предотвращать отложения различных продуктов; - защищать металл от коррозии; - уменьшать гидравлическое сопротивление при движении продуктов транспортировки. Особый интерес представляют стеклоэмалевые или, как сейчас их принято называть, силикатно-эмалевые покрытия, обладающие повышенной коррозионной стойкостью к агрессивным средам, содержащим кислород, сероводород, углекислоты с высокой степенью минерализации и температур. Отличительной особенностью силикатноэмалевых покрытий является то, что их удельная теплопроводность и коэффициент температурного расширения такие же, как у металла. Поэтому перепады температур трубопроводов не приводят к разрушению эмалевых покрытий, что важно, например, для криволинейных участков трасс. Эти покрытия отличаются влагонепроницаемостью, зеркально гладкой поверхностью, высокой адгезией с металлом. Кроме этого, использование эмалированных труб при прокладке трубопроводов позволяет: 252 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ снизить абразивный износ и уменьшить образование на стенках отложений парафина, продуктов полимеризации и других осадков, обеспечивая высокое качество и чистоту транспортируемого продукта; увеличить пропускную способность трубопровода за счет гладкости покрытия, что дает возможность использовать трубы меньшего диаметра и снизить расход электроэнергии на транспортировку до 20%; исключить потери перекачиваемого продукта из-за частого ремонта трубопроводных систем и уменьшить вероятность загрязнения окружающей среды, экологических катастроф. Силикатно-эмалевое покрытие может наноситься на трубы, поставляемые по ГОСТ 10704-91, ГОСТ 10705-80, ГОСТ 10706-74, ГОСТ 8731-74, ГОСТ 10707-80, ГОСТ 10692-80, ГОСТ 8732-78, ГОСТ 20295, ТУ 102-39-84, ТУ 14-3Р-13-95, ТУ 33-18-87, ТУ 14-3-1399-86, ТУ 14-3-377-75, ТУ 14-943-80 с прочностью не выше К52. По договоренности с Заказчиком стеклоэмалевое покрытие может наноситься на трубы более высокой прочности, а также на трубы, изготовленные по другим ГОСТам и ТУ [4,5]. Для эмалирования стальные трубы должны иметь следующие номинальные размеры: наружный диаметр – 80 - 426 мм длина – 6,0 - 11,7 м толщина стенок трубы – 2,0 - 10,0 мм Силикатно-эмалевое покрытие может наноситься и на соединительные детали - фитинги (тройники, отводы, переходники, заглушки), покрытие эффективно и для трубопроводной арматуры (рис.1). Рис. 1. Внешний вид труб и отводов с силикатно-эмалевым покрытием. 253 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Нефтепроводные эмалированные трубы могут быть использованы для строительства технологических, нефтепромысловых трубопроводов категории I-II-III-IV, нефтепроводов и продуктопроводов в соответствии с РД-39-132-94 «Правила по эксплуатации, ремонту и отбраковки промысловых трубопроводов», а так же применяться как обсадные и насосно-компрессорные трубы. Силикатная эмаль – затвердевшая неорганическая масса, преимущественно стеклообразная, состоящая из оксидов, основой которой является кремнезем. Эта эмаль одним или несколькими слоями наплавляется на металлическое изделие, например, на стальные трубы и фасонные изделия. В настоящее время применяют безгрунтовое эмалирование труб с использованием силикатной эмали (фритты) на основе стекол системы R2O-RO-B2O3-SiO2-F. Технологический процесс эмалирования стальных труб с использованием индукционного или печного нагрева предусматривает внутреннее и двухстороннее эмалирование. Силикатно-эмалевое покрытие наносится на трубы мокрым (шликерным) способом. Технологический процесс эмалирования включает в себя: приготовление эмалевой суспензии из фритты – шликера; подготовку поверхности труб или фасонных изделий, включающую черновой обжиг при температуре 600-700 оС, дробеструйную очистку и обеспыливание поверхности; нанесение эмалевого шликера при вертикальном положении труб; сушку нанесенного шликера при температуре около 60-100 о С; обжиг при температуре 750 – 900 оС; естественное охлаждение при температуре воздуха цеха; зачистку торцевых поверхностей труб (фасок под сварку) от наплывов эмали; контроль качества и упаковку. Общая толщина силикатно-эмалевого покрытия должна быть не менее 0,4 мм при двухслойном нанесении [6]. На рис. 2 представлена поточная линия эмалирования труб [7]. 254 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис.2. Поточная линия эмалирования труб: а - черная труба; в – на склад. 1 – конвейер подачи черных труб; 2 – индуктор обжига; 3 – дробеструйная камера; 4 – камера обеспыливания (пылесос); 5 – пост контроля качества; 6 – вертикальный подъемник; 7 – карусельная установка для подвески и перемещения труб; 8 – гнездо для охлаждения; 9 – гнездо для нанесения шликера; 10 – гнездо для обжига; 11 – гнездо для сушки. Первое применение эмалированных труб диаметром 325мм в промысловых условиях было осуществлено в НГДУ «Кинельнефть» в системах трубопроводов поддержания пластового давления на Козловском месторождении Самарской области [1]. Давление в трубопроводах достигало 13 МПа, рН = 4-11, содержание сероводорода до 200 мг/л, углекислого газа до 700 мг/л и общая минерализация составляла 60000 мг/л. Через 5 лет эксплуатации на опытном трубопроводе не было обнаружено коррозионных повреждений. Ранее на этих участках трубопроводов наблюдались свищи от коррозии уже через полгода от большого содержания сероводорода. Затем эмалированные трубы стали использовать в НГДУ «Первомайнефть» и НГДУ «Жигулевскнефть». В г. Похвистнево был создан цех по эмалированию нефтепроводных труб. Однако при строительстве трубопроводов из эмалированных труб возникла проблема защиты внутренней поверхности сварного шва. 255 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Для решения этой проблемы, например, на производственной базе НПК «Вектор» был создан участок, где к трубам с внутренним силикатно-эмалевым покрытием приваривали кольца из нержавеющей стали. Сварной шов кольца и трубы дополнительно эмалируется. Затем, в полевых условиях при строительстве трубопроводов для соединения труб производилась только сварка нержавеющих колец специальным электродом. Авторами работы [1,2] была разработана более простая и дешевая технология защиты внутреннего сварного шва в полевых условиях. Технология заключалась в предварительном нанесении узких кольцевых полосок загущенного эмалевого шликера на внутренние торцовые зоны свариваемых труб с добавлением в него силикатного клея. После подсушки слоя эмали стык сваривали при соответствующих режимах ручной дуговой сварки. Нанесенный эмалевый слой шликера при этом, расплавляясь, покрывал внутреннюю поверхность сварного шва. Добавка силикатного клея в шликер повышала поверхностное натяжение расплавленной эмали, что не позволяло ей стекать сверху. Это особенно важно при сварке неповоротных стыков. Однако этот метод не давал полной гарантии защиты внутреннего сварного шва, так как многое зависело от умения сварщика. Поэтому было предложено уже на заводе, после эмалирования всей поверхности трубы, дополнительно наносить утолщенный кольцевой слой эмали на внутреннюю поверхность у торца трубы на специальном стенде. Созданное утолщение покрытия позволяло, расплавляясь при сварке труб, покрыть внутренний сварной шов и исключало необходимость нанесение шликера в полевых условиях. Для стационарных, а в впоследствии и для полевых условий совместно с Поволжским АТНЦ была также разработана технология контактной сварки эмалированных труб. При сварке торцы труб сжимаются создаваемыми осевыми усилиями и свариваются индукционным методом. Действующая лабораторная установка показала эффективность предложенного способа и надежную защиту внутреннего сварного шва. При дальнейшем совершенствовании процессов эмалирования и проектировании нестандартного оборудования при производстве труб со силикатно-эмалевым покрытием планируется использование патентных материалов [2, 3]. По данным лабораторных и промысловых исследований силикатно-эмалевое покрытие, при толщине на трубах 300 400 мкм, может обеспечить защиту основного металла труб от коррозии примерно на 40 лет. 256 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Воробьев А.А., Артюшкин В.Н., Давыдов Ю.М.. Эмалированный трубопровод – надежная защита от коррозии. Нефтяное хозяйство, № 6, 1993 г., с.32. 2. Патент № 2034930 «Способ эмалирования внутренней поверхности стальных труб». Авторы: Артюшкин В.Н., Воробьев А.А., Давыдов Ю.М. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений 10.05.1995 г. 3. Патент № 2037731 «Способ ремонта трубопровода с комбинированным антикоррозионным покрытием». Авторы: Оловянишников В.Ф., Воробьев А.А., Артюшкин В.Н., Витов В.Ф. и Старченко А.Н. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений 19.06.1995 г. 4. Трубы стальные с двухсторонним силикатно-эмалевым покрытием. Технические условия. ТУ 1390-001-01297858-96. Москва, 1996. 5. Трубы стальные с наружным и внутренним силикатно-эмалевым покрытием. Технические условия. ТУ 1308-004-02066613-97. Москва, 1997. 6. ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии». 7. Индукционное эмалирование труб. Проспект В/О «Лицензиторг»-289007. М.: Внешторгиздат, 1990. ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ПРИЗНАКИ ДЕФЕКТОВ ГПА ТИПА ГТК-10-4 А.Е. Сорокин ООО «Газпром трансгаз Самара» ИТЦ филиал, Самара, Самарская область, Россия, [email protected] В ООО «Газпром трансгаз Самара» значительную часть парка ГПА составляют газотурбинные агрегаты типа ГТК-10-4. Газотурбинная установка включает две роторные системы: привод - ротор турбокомпрессора (ротор ВД) и приводной механизм - свободная турбина (ротор ТНД) с центробежным нагнетателем природного газа (ЦБН). Вибродиагностика является одним из основных методов неразрушающего контроля, способных предвидеть предупредить развитие дефекта на начальной стадии его развития. Повышенная вибрация силовых узлов может быть вызвана одновременным действием нескольких факторов механического и аэродинамического характера, которые дополняют и усиливают друг друга. Однако возможность определения причин повышенной вибрации основана на том, что каждый дефект имеет свои определенные признаки, выражающиеся в частотном спектре и форме колебаний, и проявляющимися при изменении режима работы ГПА. Первым шагом при вибрационном исследовании является проведение частотного гармонического анализа спектра вибрации. 257 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Если рассматривать информативность частотных диапазонов, можно выделить 4 основных участка (рис.1): Рис. 1. Основные частотные диапазоны 1) начальная часть спектра до оборотной частоты F1 занимает зона субгармоники. В этом диапазоне важна частота подшипника, примерно равная (0,42-0,48)xF1– частоты масленой вибрации для подшипников скольжения. Также в области субгармоник проявляются турбулентности гидромеханических процессов насоса. 2) часть спектра для частот вращения ротора. 1-ая гармоника свойственна для небаланса масс. 2-ая гармоника свойственна качеству крепления к фундаменту. 3) среднечастотный диапазон спектра – диапазон в котором проявляются механические дефекты – ослабления посадки, внутренние динамические удары в оборудовании. 4) Высокочастотная часть спектра. В ней сосредоточены гидравлические и аэродинамические проблемы. Появление множества оборотных гармоник свидетельствует о дефекте муфты. Исходя из статистического анализа дефектов всего парка ГТК-104, эксплуатирующихся в ООО «Газпром трансгаз Самара» была составлена сводная таблица основных типов дефектов их признаков и возможных причин возникновения (Таблица 1). Небаланс ротора является одним из самых наиболее распространенных дефектов оборудования, обычно приводящим к резкому увеличению вибраций. Характерным признаком наличия небаланса является зависимость амплитуды колебания А от оборотов n, определяемая при пуске или останове ГПА (рис. 2). 258 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Таблица 1. Основные признаки дефектов и их причины 259 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис. 2. Небаланс ротора Зависимость амплитуды колебаний от оборотов может искажаться за счет резонансного состояния узла на определенных оборотах из-за ослабления жесткости соединения. Основными причинами небаланса являются некачественная балансировка, неравномерный износ лопаток, прогиб ротора, плохая развеска лопаток. При торцевом биении диска ТВД вибрация резко возрастает на переднем блоке в осевом направлении (рис. 3). Рис. 3. Торцевое биение диска 260 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Вибрация, вызванная расцентровкой роторов ТНД и нагнетателя, носит синусоидальный характер и расположена в высокочастотной части спектра. Причинами являются недостаточная смазка, при нарушении сборки, а так же тепловая деформация корпуса, либо усилия со стороны патрубков (рис. 4). Рис. 4. Расцентровка ТНД-ЦБН Признаком расцентровки роторов является увеличение вибрации с ростом нагрузки. Часто повышение вибрации возникает при уменьшении жесткости соединения узлов ГПА. При этом происходят синусоидальные колебания с оборотной частотой и пиком амплитуды на резонансных оборотах (рис.5). 261 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис. 5. Расцентровка ТВД-ТНД При тепловой деформации или неравномерном расширении корпусов, появлении дополнительных усилий со стороны патрубков, происходит изменение нагрузок на опорные лапы. Это можно определить по скачку вибрации при измерениях по контуру узла, увеличению вибрации на установившемся режиме работы по мере прогрева ГПА. Задевания деталей ротора о статор вызывают высокочастотные затухающие колебания. Это может произойти из-за коробления обоймы ТВД, неудовлетворительной работы системы охлаждения диска ТВД, небольших зазоров в лабиринтных уплотнениях или сползания диска турбины (рис. 6). 262 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис. 6. Задевание ротора о статор Синусоидальные колебания подшипников указывают на овальность шеек роторов (рис. 7). 263 с частотой 2f0б Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис. 7. Овальность шеек роторов Вибрация подшипников с частотой 0,5fO6 имеет место вследствие неустойчивой работы ротора на масляной пленке при увеличении верхнего масляного зазора во вкладышах. При наличии емкостных датчиков можно диагностировать состояние подшипника и вала по орбите движения ротора (рис. 8). 264 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис. 8. Дефект подшипника скольжения и орбита 265 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Низкочастотная вибрация пульсирующего характера возникает: при работе осевого компрессора и нагнетателя в помпажном режиме или при неисправностях в системе регулирования и пульсационном горении. Используя данные признаки дефектов ГТК-10-4, инженердиагност может за короткий промежуток времени с высокой вероятностью определить причину повышенной вибрации и дать конкретные рекомендации по своевременному устранению развивающегося дефекта. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Нормы вибрации. Оценка интенсивности вибрации газоперекачивающих агрегатов в условиях эксплуатации на компрессорных станциях министерства газовой промышленности, утвержденные 8.01.1985г заместителем Министра газовой промышленности С.С. Кашировым. 2. Временные нормативы полосовых уставок (НПУ) для спектрального вибромониторинга газоперекачивающих агрегатов ОАО "Газпром", утвержденные 2.04.2001г начальником управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром" А.З. Шайхутдиновым. 3. Якубович В.А Вибрационная диагностика трубопроводов компрессорных станций. Москва, Недра, 2004г 4. Регламент диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов, утвержденный утвержденные 2.04.2001г начальником управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО "Газпром" А.З. Шайхутдиновым. УДК 622.6924.004.67 КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ ПРИ ПОМОЩИ ТРУБОПРОВОДНОГО ПОДЪЕМНИКА «ВЫРЕЗКА И ВРЕЗКА КАТУШЕК» А.С. Гареев, Ю.Р.Булюкова, Ю.Д. Коннов Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет, Уфа Капитальный ремонт магистральных трубопроводов это комплекс технических мероприятий, направленных на полное или частичное восстановление линейной части эксплуатируемого трубопровода до проектных характеристик с учетом требований действующих нормативных документов. Капитальный ремонт трубопроводов, как правило, должен производиться после выявления в результате диагностики опасных дефектов. Потенциально опасные дефекты устранятся в процессе капитального ремонта. На сегодняшний день наиболее распространенным способом капитального ремонта магистрального трубопровода является способ, при котором задействовано минимум два трубоукладчика, экскаватор, трактор, бульдозер. 266 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Нами разработанное устройство, позволяет решить данную проблему. За счет расположения подъемника в траншее появляется возможность расположения их на очень близком расстоянии (до 4 м) в отличие от использования трубоукладчиков (10-12 м), что позволяет значительно снизить НДС трубопровода. У подъемника имеется ряд преимуществ: температурный режим использования подъемника достаточно широк и зависит от подобранного рабочего масла (до - 60˚С), наши расчеты дают серьезную гарантию, что опоры подъемника не «засосет» влажным грунтом. Устройство отвечает всем требованиям охраны окружающей среды, сохранения ее устойчивого экологического равновесия и не нарушает условия землепользования, установленные законодательством по охране природы. Внедрение подобных устройств позволит сэкономить значительные материальные средства за счет замены части дорогостоящих в эксплуатации трубоукладчиков. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя - В 3 т. Т.2. / В.И. Анурьев. - 5-е изд., перераб. и доп. – М.: Машиностроение, 1980. – 559с. 2. Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. Учеб.для вузов. – М.: Недра, 1987. – 471 с. 3. Броун С.И., Кравец В.А. Охрана труда при сооружении газонефтепроводов и газонефтехранилищ. – М.: Недра, 1978. – 239 с. 4. СНиП 2.02.01-83. Основания зданий и сооружений. 5. Марутов А.В. Гидроцилиндры. Конструкции и расчет.- М.:Машиностроение, 1966.- 169 с. СУЩЕСТВУЮЩИЕ СПОСОБЫ ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННОДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ КОНСТРУКЦИЙ Е.И. Заборовский, 2Н.Н. Копица 1 Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия, Е[email protected] 2 «ДИМЕНСтест» Институт проблем технической диагностики и неразрушающих методов испытаний 1 Объекты нефтегазовой отрасли играют чрезвычайно важную роль в экономике страны. Влияние их бесперебойного функционирования на технико-экономические показатели отрасли требуют тщательного подхода 267 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ к вопросам проектирования, технологии и организации их строительства и эксплуатации. По оценкам специалистов Министерства по чрезвычайным ситуациям уже к 2010 году аварийность трубопроводов ежегодно возрастала в 1,7 раза. В ХХI век эти системы жизнеобеспечения страны вошли изношенными на 60-70%. Средний возраст газопроводов РФ составляет более 30 лет. Срок службы более половины магистральных нефтепроводов близок к амортизационному сроку эксплуатации [ 1 ]. Например, по состоянию на 2005 год главной причиной аварий резервуаров явились: недостатки проекта - в 21,5 % случаев; недостатки строительства - в 58,5 % случаев; недостатки эксплуатации - в 17 % случаев; непредвиденные внешние воздействия - 3 %. Продлить жизнеспособность трубопроводных систем на всех этапах жизненного цикла можно путем поддержания достаточно высокого уровня их эксплуатационной пригодности, выявления и прогнозирования источников возникновения аварийных ситуаций. Соответствующий комплекс организационно-технических мероприятий должен включать в себя проблемно-ориентированные диагностические комплексы. Основными традиционными подходами в решении этой проблемы до недавнего времени считались: - подход, основанный на методологии «поверочных расчетов» (МПР); - другой подход, основанный на дефектономии. Принятие решения о техническом состоянии диагностируемого объекта, основываясь на МПР, происходит на основании идентификации класса текущего технического состояния исследуемого объекта с «Нормами допустимых дефектов», включенными в различные нормативные акты (РД, СНиП и др.) Сами «Нормы допустимых дефектов» являются результатом сложного исследовательского процесса. Предсказать точность результатов практически невозможно из-за большого числа влияющих на него аффинных (смежных, соседних, пограничных) факторов. Средние ошибки лежат в пределах 5-30 % . Другой подход основан на принципах дефектономии [2]. Рассмотрим этот подход более подробно. Прежде всего, подчеркнем, что причиной разрушения конструкции или изменение ее технического состояния (ТС) в конкретном случае является не факт наличия дефекта, а местное изменение напряженно-деформированного состояния (НДС). Такое изменение может 268 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ возникнуть даже в местах, где на момент проведения дефектоскопии отсутствуют разрывы даже в местах, где на момент проведения дефектоскопии отсутствуют разрывы сплошности среды. Анализ основных факторов, влияющих на образовании концентрации механических напряжений, более подробно приведен во многих источниках. Местные напряжения (в том числе в «бездефектных» местах) представляют особую опасность в металлических конструкциях, работающих в контакте с водородо- и сероводородосодержащими продуктами. Так, в местах с повышенным коэффициентом концентрации механических напряжений (КМН), при низких уровнях разности главных механических напряжений (РГМН) и градиента РГМН в сталях в течение 2-5 лет развиваются питтинги. При отсутствии повышенных коэффициентов КМН по линиям максимума градиента РГМН развиваются пластические деформации, формируются линии скольжения. Если же в непосредственной близости от центра КМН наблюдаются высокие значения РГМН или градиента РГМН, то в вершине КМН зарождается и далее по траектории максимума градиента РГМН страгивается и развивается трещина. Следовательно, согласно основным принципам дефектономии в процессе диагностирования конструкции первым этапом должен стать не поиск развитых дефектов, а поиск значимых местных изменений напряженно-деформированного состояния [ 4, 5]. Рассмотрим существующие способы оценки НДС. М е т о д т е н з о м е т р и и – наиболее распространенный метод при измерении деформаций и напряжений. Принцип тензометрии основан на зависимости электрического сопротивления металлической проволоки от степени ее деформирования. Предполагается, что наклеенный на контролируемый участок преобразователь, содержащий достаточно длинный отрезок тонкой проволоки, деформируется вместе с участком поверхности. Из этой гипотезы исходят все теории электротензометрии. Однако методу присущи многие недостатки. Тензометрия позволяет обнаружить лишь приращение деформаций (а, следовательно, и напряжений) относительно состояния, в котором находился металл в момент затвердевания клея. Остаточные напряжения и деформации участка до монтажа преобразователя «по умолчанию» принимаются равными нулю, что не соответствует действительности. А также требуется чрезвычайно большой объем подготовительных работ по их градуировке и наклейке. У л ь т р а з в у к о в о й с п о с о б оценки механических напряжений или метод акустической тензометрии основан на прецизионном измерении скоростей не менее двух типов объемных ультразвуковых волн, 269 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ проходящих нормально к поверхности металла. Для вычисления механических напряжений используется система обобщенных акустических уравнений. На основе этого возможны измерения одно- и двухосных напряжений в конструкционных материалах. В качестве примера возрождения этого метода после 20-летнего забвения можно назвать прибор «АСТРОНГ». Главный недостаток – для построения карт РГМН требуется дополнительная математическая обработка результатов измерений, что, естественно, снижает точность результатов и оперативность работы (эти программы в комплексе «АСТРОН» не предусмотрены). Р е н т г е н о в с к и й м е т о д оценки остаточных напряжений (рентгеновская тензометрия) основан на явлении дифракции рентгеновских лучей. Главный недостаток заключается в том, что диагностическая информация собирается из тонкого (порядка 20 мкм) поверхностного слоя, где вследствие явлений «наклепа», азотации, цементации и др. распределение механических напряжений может существенно отличаться от номинальных значений на несколько порядков. Э л е к т р и ч е с к и й м е т о д основан на том, что электрическое сопротивление в непосредственной близости от дефекта отличается от сопротивления сплошного металла. При протекании электрического тока в металлическом образце между любыми двумя его точками возникает разность потенциалов. Наличие дефекта изменяет разность потенциалов между этими двумя точками. Очевидно, что для применения этого метода необходима зачистка поверхности металла от изоляционных покрытий и окислов. Хотя сведения о связи проводимости металла с механическим напряжением существует давно, лишь недавно появились сообщения о попытках практического применения этого явления. Для построения карт РГМН и других требуется дополнительная методическая доработка метода и математическая обработка результатов измерений. Магнитные и электромагнитные методы нижеследующие. Изоляционные покрытия трубопроводов и резервуаров, как правило, исполнены из диэлектрических немагнитных материалов. Это позволяет предположить, что применение магнитных и электромагнитных методов дефектоскопии возможно без снятия изоляционных покрытий, зачистки и зашлифовки металла на обследуемом участке. М е т о д о с т а т о ч н о й и н д у к ц и и основан на том, что один из параметров петли магнитного гистерезиса остаточная индукция зависит от ряда физико-механических характеристик металла, а также от напряженного состояния ферромагнитных материалов. Однако 270 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ многолетний опыт практического применения этого метода обнаружил неоднозначность результатов измерений. М е т о д м а г н и т о м е х а н и ч е с к о й а н и з о т р о п и и . Эффект Вилла́ри или магнитоупругий эффект — явление обратное магнитострикции, заключающееся в изменении намагниченности магнетика под действием механических деформаций. Назван по имени открывшего его в 1865 году итальянского физика Э. Виллари. Только в 1995 году с выпуском изделия «Сканер-дефектоскоп магнито-анизотропный «Комплекс-2.05» часть алгоритма обработки была реализована в программном обеспечении ПЭВМ, что позволило непосредственно на месте производства работ получать карты распределения РГМН на дисплее ПЭВМ [ 3 ]. В настоящее время с выпуском программного обеспечения для ПЭВМ версий 8.5 и 8.6 эти аппаратно-программные средства обеспечили возможность оперативного представления результатов диагностирования в виде: 1) карт РГМН (в относительных – версия 8.05 и в абсолютных - версия 8.06 единицах измерения механических напряжений в МПа); 2) карт градиентов РГМН (МПа/мм); 3) карт коэффициента КМН (безмерная величина); 4) карт коэффициента неоднородности распределения напряжений (безразмерная величина); 5) карт по перечислениям 1-4, представляющих результат по слоям металла от 0 до 3 мм и от 0 до 6 мм. То есть в настоящее время только это аппаратно-программное средство технического диагностирования полностью отвечает предъявляемым требованиям. В связи с изложенным представляет интерес более детального изучения возможностей применения изделия «Сканер-дефектоскоп магнитоанизотропный «Комплекс-2.05» в целях оценки напряженнодеформированного состояния (НДС) участков эксплуатируемых МНПП. Эффективность изделий «Комплекс-2.05» подтверждена многолетним применением на объектах нефтяного и газового хозяйства с 1993 года. В настоящее время в различных организациях в промышленном применении находится около 40 изделий «Комплекс-2.05» с различными версиями программного обеспечения. 271 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Леонид Бобылев. Труба или решето? // ИНТЕРНЕТ ЖУРНАЛ «НЕФТЬ РОССИИ», №1, ЯНВАРЬ 2000, http//www.oilru.com/nr/68/483/. 2. Жуков С. В., Копица Н.Н. Дефектономия, как новый подход к снижению техногенной опасности объектов транспорта // Эл. СМИ «Техническая диагностика и неразрушающий контроль», 21.05.2004, http:www.td.ru/articleview/114/1/7/. 3. Жуков С. В., Копица Н.Н. Исследование полей механических напряжений в металлических конструкциях приборами «Комплекс-2» // Сб. научн. трудов отд-я «Специальные проблемы транспорта» Росс Академия транспорта, № 3, 1998, с. 214-222. 4. Заборовский Е.И., Кривоносов С.А., Сименко Д.С. Технология проведения работ для снятия напряженно-деформированного состояния на торцах труб. СамГТУ «Ашировские чтения», 2011 г. 5. Заборовский Е.И. Анализ основных факторов, влияющих на образование концентраций механических напряжений на трубопроводах. СамГТУ «Ашировские чтения», 2013 г. УДК 621 ТЕХНОЛОГИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТОВ АСУТП НА БАЗЕ САПР AUTOMATICS И MОDEL STUDIO CS И.В.Артюшкин, 1Т.Н.Гильмутдинова, 2А.В.Глязнецова 1 1 ОАО "Гипровостокнефть", г. Самара, Россия ЗАО "СиСофт Иваново", г. Иваново, Россия 2 Проектирование автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) является достаточно трудоемкой задачей. Сложность проектируемой АСУТП определяется, прежде всего, количеством и многообразием входящих в состав системы элементов и их взаимосвязей. Кроме этого, процесс проектирования усложняется его итерационностью, обусловленной участием специалистов из различных отделов. Значительная часть от общего времени проектирования тратится на постоянное внесение изменений и оформление выходной проектной документации в соответствии со стандартами проекта. Как правило, проектирование АСУТП с использованием традиционных средств и технологий требует значительных трудозатрат, при этом велика вероятность возникновения несистемных ошибок, что в свою очередь влияет на эффективность процесса проектирования и на качество проекта в целом. Устранить указанные недостатки позволяет применение систем автоматизированного проектирования (САПР). 272 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ В настоящий момент в институте "Гипровостокнефть" происходит планомерное развитие комплексной системы автоматизированного проектирования – КСАПР. Под "КСАПР" понимается не просто набор программных средств, а единая технология комплексной автоматизации проектирования, в основе которой лежит принцип централизованного хранения всей проектной и нормативно-справочной документации. При этом используется единая графическая платформа (AutoCAD) и единое информационное пространство института, созданное на базе корпоративного электронного портала, в рамках которого сегодня организован процесс управления процессом проектирования. В настоящий момент в институте применяются следующие системы автоматизированного проектирования: Plant 4D. Система позволяет разрабатывать технологические схемы, трехмерные модели трубопроводов, выпускать сборочные монтажно-технологические чертежи, генерировать изометрические чертежи с размерами и спецификациями и т.д. AutomatiCS 2011. Система предназначена для автоматизации проектирования систем контроля и управления (СКУ, КИПиА, АСУТП). Model Studio CS Кабельное хозяйство. Программный комплекс предназначен для трехмерной компоновки кабельных конструкций, трехмерной раскладки кабелей различных типов и различного назначения в соответствии с требованиями ПУЭ. Схема сквозного проектирования объектов АСУТП Выполнение проекта на стадии разработки рабочей документации (РД) происходит в несколько этапов (табл.1). Состав проекта и реестр проектных работ Работа над любым проектом начинается с формирования состава проекта. Перечень объектов и марок по каждому проекту определяет главный инженер проекта (ГИП). После этого формируется реестр проектных работ: внутри каждой марки определяется перечень работ (документов); для каждой работы назначается исполнитель; для каждой работы в реестре на основе базы данных шаблонов проектов определяются трудозатраты с учетом коэффициента типизации. 273 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Таблица 1 – Этапы проектирования АСУТП Этап 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Содержание этапа Создание структуры реестра проектных работ – объекты-марки Формирование перечня работ в реестре по конкретному объекту-марке. Назначение исполнителей на каждую работу. Оценка трудозатрат каждого из исполнителей. Получение технического задания. Создание модели проекта в САПР AutomatiCS. Генерация проектной документации. Выдача заданий смежным отделам. Выполнение кабельной раскладки в САПР Model Studio Кабельное хозяйство. Генерация проектной документации Разработка схем соединений шкафов в САПР Model Studio Компоновщик щитов. Генерация проектной документации. Прикрепление полученной документации к реестру проектных работ. Внутренняя проверка проекта. Ответственное лицо/отдел Главный инженер проекта (ГИП) Специалисты отдела АСУТП Выдача заданий сметчикам. Нормоконтроль. Печать проектной документации. Сдача документов в электронный архив. Система "Обмен заданиями" Для обмена заданиями между участниками процесса проектирования в ОАО «Гипровостокнефть» используется, созданная на базе корпоративного интранет-портала автоматизированная система обмена заданиями. В системе Plant 4D, применяемой в институте в настоящий момент для проектирования технологической части проекта в 3D, реализован механизм формирования заданий по точкам контроля в форме, предназначенной для последующего импорта данных в систему AutomatiCS. Созданный технологами в Plant 4D файл задания прикрепляется к заданию в системе "Обмен заданиями", и после прохождения проверки и согласования поступает в отдел АСУТП. Для случаев, когда не предполагается создание трехмерной модели, специалисты отдела информационных технологий (ИТ) института разработали автоматизированные формы выдачи заданий: файл задания формируется в форме, полностью соответствующей виду задания "на бумаге", после чего, с помощью специального приложения, преобразуется в форму, предназначенную для импорта данных в AutomatiCS. Создание модели проекта в САПР AutomatiCS 274 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Основной этап процесса проектирования АСУТП выполняется в САПР AutomatiCS. Внедрение AutomatiCS в институте "Гипровостокнефть" началось с версии AutomatiCS 2008, было выполнено несколько проектов. С осени 2013 года началась активная работа по адаптации новой версии системы – AutomatiCS 2011. Ключевые отличия новой версии: многопользовательский режим работы над проектом, полноценный встроенный редактор графических форм документов (ГФД). Почему AutomatiCS? При выборе САПР для выполнения проектных работ по созданию сложных автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов нефтегазового комплекса специалистами института решалась следующая задача: выбрать такую САПР АСУТП, которая наиболее четко вписалась бы в комплексную систему автоматизации, сформированную и развивающуюся в институте в настоящий момент. До начала работы с AutomatiCS институт имел опыт использования отечественной САПР Альфа и зарубежной системы Intools (Intools, или SmartPlant Instrumentation, – один из модулей в составе технологии SmartPlant Enterprise производства компании Intergraph). Основными критериями выбора являлись: способ хранения данных – данные должны храниться и использоваться централизованно; объединение базы данных и графики в одной системе; возможность интеграции новой системы с другими элементами КСАПР, в частности, с системой трехмерного проектирования Plant 4D; возможность формирования с помощью САПР максимального количества документов, выпускаемых отделом АСУТП. В рамках комплексной системы автоматизации в качестве основного элемента КСАПР институтом "Гипровостокнефть" был выбран и принят программный продукт AutomatiCS 2011 производства компании CSoft Development, поскольку он наиболее полно удовлетворяет требованиям института по отношению к САПР АСУТП и покрывает максимум работ, выполняемых при проектировании автоматизированных систем управления технологическими процессами. Процесс проектирования в AutomatiCS Система AutomatiCS предусматривает использование технологий проектирования структурно сложных электротехнических систем и поддерживает все этапы проектирования – от получения задания на разработку технического обеспечения АСУТП до создания проектного решения и формирования комплекта выходной проектной документации [1]. 275 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Преимуществом AutomatiCS является возможность создания единой модели проекта – виртуальной модели проектируемой системы, представляющей собой множество взаимосвязанных элементов (технических средств), электрических и прочих связей, и содержащей всю необходимую информацию для последующего отображения в проектных документах. Процесс проектирования в AutomatiCS состоит из следующих этапов: 1) подготовительный этап (адаптация системы); 2) формирование и ввод технического задания; 3) выбор из базы данных (БД) технических средств автоматизации; 4) задание связей между отдельными элементами технических средств, выполнение процедур монтажа (построение клеммников и кабелей); 5) генерация выходной проектной документации. На рис.1 представлена детальная схема проектирования в САПР AutomatiCS. 1. Подготовительный этап Известно, что ни одна САПР не может быть внедрена в процесс проектирования без проведения работ по адаптации системы. Как правило, эти работы требуют значительных трудозатрат. В институте "Гипровостокнефть" в рамках подготовительного этапа были решены следующие задачи: формализация опыта проектирования и наполнение базы данных и знаний. База данных и знаний (БДЗ) является центральным элементом информационной структуры AutomatiCS [2]. Она включает в себя описание конкретных технических средств автоматизации (ТСА) различных производителей; создание шаблонов для выходных документов. Шаблоны табличных документов создаются в формате MS Word. Вывод информации из AutomatiCS осуществляется с помощью специальных полей (слотов). Заполнение штампа основной надписи происходит автоматически: штамп также содержит слоты, которые заполняются соответствующими значениями из свойств документа, передаваемых из AutomatiCS [3]; создание графических образов технических средств. Формирование графических документов – чертежей AutoCAD – осуществляется на основе фреймов. Фрейм представляет собой графический образ технического средства. Для вывода информации из AutomatiCS, как и при формировании табличных документов, используются специальные поля (слоты). Можно создавать как фреймы, представляющие собой графические образы одного элемента (например, 276 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ датчика), так и фреймы, содержащие в себе законченные фрагменты (например, контурные схемы); разработка собственных макросов и приложений. Макрос – это определенный набор команд, автоматизирующий выполнение некоторых операций. Создание макросов – важная составляющая адаптации САПР. В институте разрабатываются макросы трех типов: 1) автоматизирующие формирование выходных элементов; 2) автоматизирующие выполнение трудоемких операций; 3) облегчающие работу в системе (например, быстрая классификация элементов). Рис.1. Схема проектирования в САПР AutomatiCS При подготовке системы к конкретному проекту формируется профиль проекта, в состав которого включаются все необходимые для работы макросы. Пользователи подгружают профиль на своих рабочих местах. В случаях, когда функционала AutomatiCS бывает недостаточно, дополнительно ведется разработка приложений, адаптирующих систему к требованиям института. Применение макросов и внешних приложений в процессе проектирования значительно повышает 277 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ уровень автоматизации, что в свою очередь сокращает время проектирования. 2. Ввод технического задания Как уже отмечалось ранее, задание на проектирование формируется в системе "Обмен заданиями" с помощью автоматизированных форм выдачи заданий. Форма задания соответствует виду задания "на бумаге". После этого с помощью специального приложения файл задания преобразуется в форму, предназначенную для передачи в систему AutomatiCS. Ввод данных в AutomatiCS осуществляется автоматически, нажатием одной кнопки. 3. Выбор оборудования – синтез КИП Ключевым этапом построения единой модели проекта является процесс синтеза. Синтез оборудования реализуется в САПР AutomatiCS на основе выбора из базы данных вариантов, удовлетворяющих требованиях технологического задания. Вариант выбора какого-либо параметра подсвечивается зеленым цветом, если он удовлетворяет всем требованиям задания, или черным, если не подходит хотя бы один параметр (в этом случае красным цветом подсвечивается значение параметра, которое не совпадает с требуемым). Выбор оборудования может осуществляться как в ручном, так и в автоматическом режиме. В ручном режиме проектировщик должен подтверждать свой выбор нажатием кнопки, в автоматическом режиме система сама выбирает первый подходящий вариант. Если при автоматическом синтезе система не обнаружит подходящий вариант, то осуществляется переход в ручной режим [4]. При наличии в проекте одинаковых элементов (технических средств) достаточно провести синтез для одного элемента, а затем использовать полученный результат в качестве образца, и в дальнейшем синтезировать подобные элементы в автоматическом режиме. При добавлении в проект новых элементов синтез выполняется только для них. Изменить свойства уже имеющихся элементов можно вручную на панели свойств. 4. Формирование электрических связей, выполнение процедур монтажа Электрические связи формируются в проекте автоматически во время синтеза при выборе параметров электрического подключения датчиков. После этого выполняются процедуры монтажа: врезка клеммников, соединительных коробок, кабелей. В системе AutomatiCS предусмотрено несколько способов выполнения этих операций: автоматически с помощью макроса, автоматизированно на окне элементов или на окне связей, вручную с помощью встроенного графического редактора. 278 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ 5. Выходные документы С помощью AutomatiCS выпускаются следующие виды проектных документов: опросные листы, спецификация КИП, схемы автоматизации функциональные, кабельные журналы, контурные схемы, схемы внешних соединений, таблицы входных/выходных сигналов и т.д. Исходными данными для схемы автоматизации является технологическая схема. Для формирования схемы автоматизации необходимо на технологическую схему нанести условно-графические обозначения приборов. В AutomatiCS имеется возможность наносить обозначения приборов из проекта на чертеж не только последовательным способом, то есть прибор за прибором в порядке их следования в проекте, но и группой элементов, предварительно выполнив классификацию (например, по измеряемому параметру). Рис.2. Документы, выпускаемые отделом АСУТП Для формирования схемы внешних соединений достаточно разработать фреймы ограниченного числа типовых контуров в зависимости от специфики подключения прибора или исполнительного механизма. Вывод фреймов в чертеж осуществляется потоком, при этом происходит заполнение слотов информацией из модели проекта. При формировании графических документов с помощью ГФД сохраняется связь документа с моделью проекта: в случае внесения изменений в модель проекта данные в документе обновляются 279 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ автоматически (либо в момент открытия чертежа, либо по команде "Обновить текущий экран"). Раскладка кабелей Для выполнения кабельной раскладки в институте планируется использовать программный продукт "Model Studio CS Кабельное хозяйство". Этот продукт уже прошел тестирование и применялся для визуализации сложных кабельных эстакад. База данных "Model Studio CS Кабельное хозяйство" содержит оборудование, применяемое при формировании трехмерной модели кабельной раскладки. Как и в САПР AutomatiCS, в "Кабельном хозяйстве" имеются инструменты для внесения новой информации в базу данных. Раскладка кабеля осуществляется с учетом геометрии и радиуса изгиба кабеля. Исходными данными для начала трассировки кабелей являются: план расположения оборудования и информация о кабелях (частично заполненный кабельный журнал). В настоящее время в институте прорабатывается технология интеграции САПР AutomatiCS c Model Studio CS Кабельное хозяйство. Прикрепление полученной документации к реестру проектных работ, внутренняя проверка проекта, нормоконтроль. Готовые документы вносятся в реестр проектных работ. Далее выполняется внутренняя проверка документов в отделе, после чего их отправляют на нормоконтроль. После прохождения этапа нормоконтроля документы отправляются на печать, оригиналы документов в электронном виде сдаются в электронных архив, готовая документация отправляется заказчику. Перечень документов, выпускаемых отделом АСУТП Внедрение комплексной системы автоматизации проектных работ позволяет автоматизированным способом выпускать до 70% разрабатываемых отделом АСУТП документов (рис.2). Учебно-справочный портал Большое внимание в институте "Гипровостокнефть" уделяется разработке подробных методических указаний по работе с САПР и обучению специалистов проектных отделов. На платформе Sharepoint 2013 специалисты отдела ИТ разработали учебно-справочный портал (УСП), который содержит учебные материалы, методические пособия, инструкции, полезные советы, видео-уроки и записи вебинаров, форумы для обсуждений. На базе учебно-справочного портала сегодня созданы выделенные ресурсы по программным продуктам: AutoCAD, Plant 4D, TEKLA, AutomatiCS, Revit, ING+, Model Studio CS, MS Office. В будущем на базе УСП планируется аккумулировать справочную информацию по всем 280 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ автоматизированным системам с удобной навигацией. Также на портале активно внедряются средства общения («фабрика» идей, вопросы и ответы, доски обсуждений по конкретным продуктам). Заключение Как показывает опыт, использование систем автоматизированного проектирования позволяет решить ряд важных задач, таких как: исключение субъективной ошибки исполнителя при создании проекта; быстрое внесение изменений в проект; значительное уменьшение трудозатрат за счет автоматической генерации и возможности быстрой редакции выходных документов; повышение качества проекта. Наиболее целесообразно применять рассмотренную технологию на типовых проектах, для которых характерны: однотипное оборудование, один заказчик, один регион, один подход к проектированию и т.д. Благодаря накоплению информации в базе данных и знаний, разработанных шаблонов документов, графических образов технических средств (фреймов), доля подготовительного этапа в общем процессе проектирования значительно сокращается, что является очень важным фактором в связи со сжатыми сроками проектирования небольших объектов. Конечно, преимущества использования САПР неоспоримы. Однако, хочется подчеркнуть, что процесс построения КСАПР, включающий в себя разные направления проектирования (строительное, технологическое, электротехническое, АСУТП и т.д.) и поддерживающий все этапы проектирования (от разработки состава проекта до отправки готовой документации заказчику) – задача сложная. При добавлении в цепочку проектирования новых средств автоматизации необходимо анализировать их на возможность интеграции с уже используемыми САПР для обеспечения бесшовной технологии передачи данных из одной системы в другую с целью создания сквозной комплексной автоматизированной системы проектирования. Эффективное использование приобретаемых на рынке средств автоматизации невозможно без адаптации к конкретным технологиям проектирования, оформления и выпуска проектной документации в организации. Специалисты института на собственном опыте убедились в том, что только при тесном сотрудничестве специалистов отделов АСУТП и ИТ, а также разработчиков САПР можно рассчитывать на успешное внедрение системы. 281 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Целищев Е.С., Глязнецова А.В. AutomatiCS 2011 – разрабатывать КИПиА просто и эффективно. Часть 1: это действительно САПР // САПР и графика, 2012, № 4, С.76-81. 2. Целищев Е.С., Кудряшов И.С., Глязнецова А.В. AutomatiCS 2011 – разрабатывать КИПиА просто и эффективно. Часть 6. Базы данных // САПР и графика, 2013, № 3, С.58-62. 3. Целищев Е.С., Кудряшов И.С., Глязнецова А.В. AutomatiCS 2011 – разрабатывать КИПиА просто и эффективно. Часть 3. Адаптация проектных документов // САПР и графика, 2012, № 7, С.58-62. 4. Целищев Е.С., Глязнецова А.В. AutomatiCS 2011 – разрабатывать КИПиА просто и эффективно. Часть 4. Выбор характеристик технических средств // САПР и графика, 2012, № 11, С.63-67. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА ИНФРУЗВОКОВОГО МОНИТОРИНГА Д.А.Винников, И.В.Верещагина Самарский государственный технический университет, г. Самара, Россия, [email protected] Так как обеспечение промышленной и экологической безопасности трубопроводного транспорта углеводородов и продуктов их переработки является одной из приоритетных задач для предприятий, эксплуатирующих трубопроводы, то можно рассмотреть повышение надежности эксплуатации трубопроводов с помощью метода инфразвукового мониторинга. Первоначальный анализ основные требования, предъявляемые к методам обнаружения утечек. Сравнительный анализ классических методов контроля состояния трубопровода. Сравнительный анализ оптоволоконной системы и инфразвуковой системы мониторинга. Полный анализ функций, архитектуры и программного обеспечения инфразвуковой системы мониторинга трубопровода. Инфразвуковая система мониторинга трубопровода имеет так же функции самодиагностики и дистанционного контроля, которые позволяют снизить экономические затраты на текущее обслуживание системы. Система позволяет повысить надежность работы трубопровода и обеспечивает эффективное обнаружение несанкционированных врезок и утечек. 282 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ УДК 822.692 РАЗГРУЖАЮЩЕЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ КАННЕЛЮРНОЙ СТЕНКИ РЕЗЕРВУАРА И ВАНТОВОГО ПОКРЫТИЯ В.К. Тян, Л.Е. Землеруб, М.В. Петровская, В.В. Ягавкин СамГТУ, Самара, Россия, [email protected] Недостатками конструкций вертикального стального цилиндрического резервуара (РВС, РВСП) являются: работа стенки на растяжение при заполнении резервуара и относительно большой расход материала на сооружение стенки для обеспечения достаточной прочности конструкции. Кроме того, уторный узел (соединение стенки резервуара с окрайкой днища с помощью сварки тавровым швом) в таком резервуаре работает как «пластический шарнир», а консоль окрайки испытывает напряжения близкие к пределу текучести материала. Для компенсации напряжений, возникающих от изгибающего момента при опорожнении резервуара, днище резервуара и основание под ним приходится сооружать в виде конуса. Увеличение объёма, а соответственно и диаметра резервуара приводит к снижению устойчивости стенки резервуара, а также вызывает ряд трудностей при устройстве покрытия. Современные типы конструкций покрытий резервуаров большого объема не обеспечивают достаточной надежности в силу их большого веса и сложной системы монтажа. Кроме того, на покрытия действуют климатические (снеговые, ветровые) нагрузки, которые возрастают с увеличением площади поверхности резервуара. Проблему крыш для резервуаров больших размеров пытаются решить с помощью плавающих крыш или алюминиевых конструкций купольных крыш и понтонов. Однако данные виды покрытий не всегда выдерживают нагрузки, что приводит к возникновению аварийных ситуаций. 283 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Расчетная схема для определения пространственных перемещений Рис. 1. Схема пространственных перемещений в области уторного узла вертикального стального цилиндрического резервуара В работе рассматривается конструкция вертикального стального резервуара со стенкой каннелюрного типа (РВС-К) и висячим покрытием (рис.2). 284 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис.2. Резервуар с каннелюрной стенкой и вантовым покрытием Стенка такого резервуара состоит из стальных листов, обращенных выпуклостью внутрь резервуара. Кольцевой участок стенки, состоящий из листов одинаковой толщины, называется поясом стенки резервуара, при этом высота пояса равна ширине одного листа. Каннелюрная панель представляет собой вертикальный участок стенки. Высота панели равна суммарной высоте поясов, а ширина панели – длине хорды дуги листа. Место стыка панелей называются ребрами стенки каннелюрного резервуара. При заполнении резервуара продуктом стеновые панели сжимаются за счет распора, возникающего в поперечном направлении от гидростатического давления. В меридиональном направлении такая стенка вследствие большой жесткости работает как балка, имеющая две или более опор. Опрокидывающие усилия в ребрах стенки, возникающие от гидростатического давления жидкости внутри резервуара, снижаются за счет натяжения вантового покрытия. В соответствии с расчётами выбрано вантовое покрытие комбинированного типа с вертикальными жесткими распорками и зигзагообразной канатной решеткой с внутренним и внешним опорными 285 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ кольцами. Благодаря решетке, покрытие становится геометрически неизменяемым, увеличивается общая жесткость, что позволяет применять различные виды кровельных настилов, а вертикальные распорки позволяют достичь требуемого радиуса кривизны покрытия. В качестве распорок применимы стальные стержни. Они предназначены для передачи нагрузок между верхним и нижним поясом вант и не испытывают больших напряжений, поэтому стержни могут быть полыми, что значительно уменьшает вес покрытия. Внутреннее кольцо изготавливается из вант большего диаметра, с учетом растягивающих усилий. Внешнее опорное кольцо выполняют в виде замкнутого контура, который работает на сжатие и воспринимает распор от тросов. Для резервуара целесообразно использовать легкие покрытия. Кровля по вантовым покрытиям выполняется из стальных или алюминиевых листов, перспективны резинотканевые и композиционные материалы. Итак, у покрытий подобной конструкции большие преимущества по причинам малого веса, относительной легкости монтажных работ и большого спектра применимых кровель. При заполнении резервуара под действием гидростатического давления жидкости в каннелюрной стенке возникают сжимающие напряжения, которые передаются на промежуточные ребра панелей, вызывая опрокидывающую силу по всей высоте ребра. Для компенсации опрокидывающего усилия используются усилия натяжения вантового покрытия резервуара. Система разгрузки представляет собой жёстко сопряженную конструкцию блока (ролика), установленного в верхней точке ребра каннелюрной панели стенки, через который пропущен стальной канат, являющийся продолжением несущего ванта покрытия. Трос (вант) проходит через систему блоков внутреннего центрального кольца. Система блоков внутреннего центрального кольца представляет собой попарное расположение блоков на верхнем и нижнем опорном поясе центрального кольца, через которое пропущены несущие вантовые канаты. Следовательно, сопряженная конструкция вантового покрытия и стенки резервуара, при их совместном динамическом взаимодействии, представляет собой саморазгружающуюся систему. В результате, увеличивается прочность и устойчивость резервуара. Целью механического расчета данного проекта являются поверочные расчеты стенки резервуара на прочность и устойчивость при следующих исходных данных: 1. Плотность нефтепродукта ρ = 900 кг/м3; 2. Высота резервуара h0 = 18,0 м; 3. Высота взлива нефтепродукта H = 16,9 м; 4. Радиус резервуара по проекту R = 44,25 м; 286 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ 5. Радиус каннелюрной панели r = 8 м. 6. Число каннелюрных панелей N = 48 7. Толщина стенки по проекту I-пояс δ = 28 мм; II-пояс δ = 24 мм; III-пояс δ = 22 мм; IV-пояс δ = 20 мм; V-пояс δ = 18 мм; VIпояс δ = 16 мм; VII–пояс δ = 14 мм; VIII- пояс δ = 14 мм; 8. Предел текучести стали, сталь 16Г2АФ (С440) в = 430 МПа; С внутренней стороны стыка каннелюрных панелей приварена накладка шириной 400 мм. Накладка образует с панелями трехгранную балку, увеличивающую жесткость конструкции. Для оптимизации геометрии конструкции в программном комплексе ANSYS был выполнен ряд расчетов напряженнодеформированного состояния резервуара с учетом пластического деформирования материала при различных размерах и расположении колец жесткости. Распределения напряжений по стенке резервуара при максимальном гидростатическом давлении представлены на рисунках 3 и 4. Распределение напряжений по стенке резервуара при максимальном уровне Рис. 3. Напряжения на внутренней стороне стенки 287 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ Рис. 4. Напряжения на внешней стороне стенки Фактический объем резервуара – 108 620 м3. Общий вес днища 479 тонн. Общая масса металлоконструкций резервуара составляет 1834 тонны. Представленные результаты расчетов показывают, что такая конструкция позволила переместить максимальные напряжения в стенке из зоны уторного узла на середину высоты стеновых панелей, причем сами стеновые панели работают на сжатие, а кольцо жесткости, установленное на середине высоты панелей, работает на растяжение. В зоне уторного узла отсутствует так называемый «пластический шарнир», все элементы конструкции упруго деформируются, напряжения элементов намного ниже предела текучести. Кроме того, места максимальных напряжений находятся вне контакта с продуктом, что позволит сократить сроки ремонта, увеличить межремонтный период и большую часть ремонтных работ производить без вывода резервуара из эксплуатации. Днище у такого резервуара может изготавливаться плоским - без конуса. Анализ характеристик и технических показателей предложенного резервуара показал перспективность его применения ввиду очевидных преимуществ перед используемыми в настоящее время: гарантированное увеличение прочности и устойчивости 288 Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ резервуара; значения прочности и устойчивости всей конструкции, достаточные для эксплуатации в сейсмоопасных районах; повышение экологической безопасности в случае аварийной ситуации; уменьшение площади застройки; увеличенная продолжительность срока службы и межремонтных периодов. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Абовский Н.П. Максимов А.В. Управляемые конструкции и системы: Учебно-методический комплекс. - Красноярск: ИПК СФУ, 2009. – 149 с. 2. Бунчук В.А., Стулов Т.Т. Железобетонные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов. Проектирование и сооружение, Москва: Недра 1968г. – 286 с. 3. Горелов А.С. Неоднородные грунтовые основания и их влияние на работу вертикальных стальных резервуаров.- СПб: ООО «Недра», 2009. – 220 с. 4. Гришин М.М. Учебник для студентов вузов Гидротехнические сооружения (в двух частях) – М.: Высшая школа, 1979 г. – 615 с. 5. Кирсанов Н.М. Висячие и вантовые конструкции: Учебное пособие для вузов. 1981 г. 6. Павилайнен В.Я. Расчет оболочек в многоволновых системах. Л. Стройиздат, 1973г. – 134 с. 7. Файбишенко В.К. Металлические конструкции: Учебное пособие для вузов. 1984 г. 289
