Разработка методов оценки технического состояния сложных участков магистральных газопроводов

Харионовский, Олег Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методов оценки технического состояния сложных участков магистральных газопроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов оценки технического состояния сложных участков магистральных газопроводов"

На правах рукописи

003400272

ХАРИОНОВСКИЙ ОЛЕГ ВЛАДИМИРОВИЧ

Разработка методов оценки технического состояния сложных участков магистральных газопроводов

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки)

2 2 ОКТ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2009

003480272

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -Газпром ВНИИГАЗ» и ЗАО «Промгазинжиниринг»

Научный руководитель: кандидат технических наук

Городниченко Владимир Иванович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Короленок Анатолий Михайлович

кандидат технических наук

Ангалев Александр Михайлович

Ведущее предприятие: ООО «Газпромэнергодиагностика»

Защита состоится «'/с!» ноября 2009 г. в ^ час. 30 мин. На заседании диссертационного совета Д511.001.02 при ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, поселок Развилка

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Автореферат разослан « СШл 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного

совета, кандидат технических наук (у'0 ¡4Л " И.Н.Курганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Газотранспортная система (ГТС) представляет собой единый технологический комплекс, в котором благодаря конструктивным особенностям реализуются централизованные режимы транспорта газа в различных направлениях. Повышение надежности эксплуатации ГТС является важнейшей проблемой, учитывая большие протяженности газопроводов — свыше 158 тыс. км, высокие давления газа, значительные сроки службы и неблагоприятные природно-климатические условия эксплуатации. Первоочередное внимание при анализе надежности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) необходимо уделять элементам МГ, работающим в условиях сложного напряженного состояния и переменных нагрузок. К участкам повышенной опасности относятся перемычки между нитками газопроводов, переходы через автомобильные и железные дороги, крановые узлы, места пересечений газопроводов, а также технологические трубопроводы компрессорных станций. Количество таких участков составляют десятки тысяч и география их расположения в ГТС - от Крайнего Севера, Западной Сибири до южных и западных границ России.

По сравнению с типовыми линейными участками указанные конструкции подвержены не только давлению газа и температурным воздействиям, но и нагрузкам от изгиба и кручения, нагрузкам от транспортной техники (для переходов через автомобильные и железные дороги). На этих участках затруднено применение внутритрубной диагностики, и требуется разрабатывать специальные системы мониторинга и методики технического диагностирования.

Поэтому разработка методик технического диагностирования и аппаратного обеспечения мониторинга технического состояния «узких мест» и- сложных участков магистральных газопроводов (МГ) является актуальной темой исследования.

Цель исследования состоит в разработке методов оценки технического состояния сложных участков МГ на основе комплексного диагностического мониторинга МГ и оценки работоспособности.

Основные задачи исследования:

1. Оценка текущего технического состояния сложных участков JI4 МГ.

2. Разработка системы комплексного диагностического мониторинга сложных участков МГ.

3. Изучение методов оценки опасности дефектов применительно к сложным участкам.

4. Разработка методов оценки технического состояния сложных участков МГ.

Научная новизна. Разработана система автономного комплексного диагностического мониторинга сложных участков МГ, предназначенная для непрерывного контроля технического состояния переходов через автомобильные и железные дороги, крановых узлов, технологических

перемычек между газопроводами и пересечений газопроводов. Система позволяет получать информацию о напряженно-деформированном и коррозионном состоянии, образовании и развитии трещиноподобных дефектов, утечках газа, параметрах электрохимической защиты.

На основе результатов комплексного диагностического мониторинга разработаны методы оценки технического состояния сложных участков с учетом специфики их конструкции и сочетания нагрузок, а также прогноза срока безопасной эксплуатации.

Научно обоснованы приоритетность проведения обследования сложных участков и их ранжирование с позиций опасности дефектов и необходимости проведения профилактических и ремонтных работ с целью повышения надежности эксплуатации.

Основные защищаемые положения:

1. Метод оценки технического состояния сложных участков МГ, основанный на системе автономного комплексного диагностического мониторинга, включающей аппаратные и программные средства, измерение физических величин - параметров электрохимзащиты, тензометрии, акустической эмиссии, блуждающих токов, а также оперативную передачу данных на операторский пункт.

2. Методика комплексной оценки работоспособности сложных участков на основе результатов системы автономного комплексного диагностического мониторинга.

3. Метод оценки технического состояния сложных участков МГ и критерии ранжирования сложных участков по очередности проведения технического диагностирования.

4. Методика технического диагностирования пересечений МГ. Практическая значимость работы заключается в создании методов

оценки технического состояния сложных участков МГ, основанных на комплексном применении автономной системы диагностического мониторинга, методов анализа опасности дефектов и оценки работоспособности, а также критерия по ранжированию сложных участков МГ по очередности их технического диагностирования. Разработанные методики получили практическое применение в ежегодных и перспективных Программах ОАО «Газпром» по диагностическому обслуживанию, продлению ресурса и капитальному ремонту МГ и позволили повысить обоснованность и эффективность мероприятий по повышению надежной эксплуатации ГТС.

По результатам выполненных исследований разработан нормативный документ ОАО «Газпром» - Регламент работ по техническому обследованию участков эксплуатируемых газопроводов в местах пересечений с проектируемым магистральным газопроводом.

Апробация работы. Материалы диссертации доложены, обсуждены и получили положительную оценку на научно-технических конференциях, семинарах и совещаниях: Международная научно-техническая конференция

«Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (PITSO-2007), Москва, 2007 г.; XVI Международная деловая встреча «Диагностика 2007», Москва, 2007 г.; отраслевое совещание по вопросу применения системы автономного комплексного диагностического мониторинга участков магистральных газопроводов ОАО «Газпром», Москва, 2008 г.; отраслевое совещание по подведению итогов опытных испытаний системы автономного комплексного диагностического мониторинга перемычек газопроводов, Москва, 2008 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано пять научных работ, в том числе две в журнале, рекомендованном Высшей аттестационной комиссией Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, общих выводов, списка литературы, изложенных на 101 странице машинописного текста, содержит 17 таблиц, 35 рисунков. Библиографический список включает 57 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность изучаемой в диссертации проблемы, сформулирована цель исследования, обоснованы методы исследования, показана научная новизна и практическая ценность результатов работы, представлены положения, выносимые на защиту.

Основной составляющей в задаче оценки технического состояния МГ является их диагностика. Работы по диагностике в отрасли имеют несколько этапов развития. В 80-е годы прошлого века были сформулированы основные задачи диагностики, определены методы и средства диагностики и оценки технического состояния подземных газопроводов.

Постановка задач по диагностике газопроводов в отрасли была сформулирована А.И. Гриценко, В.В. Харионовским, А.Д. Седых, П.П. Бородавкиным, О.М. Иванцовым и другими специалистами.

На втором этапе развития диагностика МГ начала проводиться посредством использования внутритрубных дефектоскопов зарубежных фирм «Бритиш Газ», «Пайтроникс», «Лайналог», «Розен инжиниринг», «Ветко пайплайн сервис» и других. Полученный опыт позволил разработать отечественные дефектоскопы силами компаний «Спецнефтегаз», «Оргэнергогаз», «Саратовнефтегазсервис», а также центра диагностики «Диаскан» АК «Транснефть».

Наряду с внутритрубной дефектоскопией, применение которой возможно на 55 % протяженности МГ, получили развитие методы наземной диагностики, основанные на применении акустической эмиссии, ультразвукового и магнитного контроля. Здесь следует отметить разработки организаций МНПО «Спектр» (В.В. Клюев), «Интерюнис» (В.Г. Харебов), «Дефектоскопия» (В.Н. Лозовский) и других.

Сложные участки относятся к тем объектам, на которых внутритрубная дефектоскопия (ВТД) практически невозможна и эффективными являются наземные методы, а точнее, их комплексное применение, разработка которого и была выполнена в диссертации.

Помимо собственно диагностики, которая позволяет определить дефекты, важной составляющей в оценке технического состояния является анализ опасности дефектов, прогноз скорости их развития и расчет прочности участка трубопровода с дефектом.

В первой главе выполнен анализ существующих методов оценки технического состояния ЛЧ МГ, представлены технологические схемы рассматриваемых сложных участков МГ: перемычки между газопроводами, переходы через автомобильные и железные дороги, места пересечений газопроводов, крановые узлы и представлена общая схема определения приоритета очередности технического диагностирования сложных участков МГ.

На основе исследований специалистов ВНИИГАЗа, ВНИИСТа, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Института машиноведения РАН и других организаций выполнен анализ методов расчета дефектных участков газопроводов, оценки их опасности для эксплуатации. Отмечено, что особенностью сложных участков является их дополнительное нагружение и переменные нагрузки в сочетании с рабочим давлением газа и температурными воздействиями, что приводит к изгибу, местной потере устойчивости, усталости в зонах тройников и отводов, и в результате требуется оценивать объемное напряженно-деформированное состояние. При этом кроме прочностного аспекта следует контролировать коррозионное состояние и утечки газа.

Проведенный анализ показал, что техническое состояние сложных участков МГ нужно исследовать на основе новых методов диагностики в сочетании с оценкой опасности дефектов и прогноза их развития, что нашло отражение в методике по определению комплексного критерия ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования. Комплексный критерий ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования определяют по критерию оценки технического состояния трубопровода с учетом результатов анализа факторов, способствующих образованию и росту дефектов, и наземного диагностического обследования. Для определения комплексного критерия ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования необходимо:

- выполнить анализ факторов, влияющих на образование и развитие дефектов;

- оценить по результатам геодезического позиционирования напряженно-деформированное состояние (НДС);

- провести наземное техническое диагностирование;

- определить факторный критерий ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования;

- определить места шурфовки по наибольшему значению факторного критерия;

- выполнить шурфовку в местах с наибольшим значением факторного критерия;

- провести неразрушающий контроль в шурфах;

- выполнить анализ результатов технического диагностирования;

- определить по результатам технического диагностирования в шурфах и факторному критерию комплексный критерий ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического

диагностирования

- выполнить по комплексному критерию ранжирование сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования.

Для определения комплексного критерия ранжирование сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования к£ используется выражение

к[=\-а-к!с).(\-кф), (о

где: к1с - критерий, характеризующий техническое состояние сложного участка;

кф - критерий, характеризующий влияние на техническое состояние

сложного участка факторов, способствующих образованию и росту дефектов.

Алгоритм определения комплексного критерия ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования к[ представлен на рисунке 1.

Сначала выполняется анализ проектно-исполнительной документации и результатов диагностики, времени проведения ремонта. При этом обращается внимание на проведение электрометрических обследований, что, прежде всего, важно для переходов газопроводов через автомобильные и железные дороги.

Далее с учетом геодезического позиционирования проводится оценка НДС сложного участка.

На основе полученной информации проводится расчет критерия, позволяющего оценить влияние основных негативных факторов на техническое состояние сложного участка.

После этого определяются потенциально - опасные места, в которых необходимо выполнить вскрытие сложного участка и провести инструментальное обследование в шурфах.

Рисунок 1 - Алгоритм определения комплексного критерия ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического

диагностирования По результатам анализа обследований выполняется расчет комплексного критерия ранжирования сложных участков с целью

определения очередности вывода в ремонт и формируется перечень очередности ремонта сложных участков.

Во второй главе разработан новый метод комплексного диагностического мониторинга сложных участков МГ. На этих участках применение внутритрубной дефектоскопии затруднено и не является эффективным, поэтому требуется рассмотреть другие решения, основанные на использовании современных технических средств.

С этой целью была разработана система автономного комплексного диагностического мониторинга (АСКДМ), предназначенная для непрерывного контроля технического состояния. Система позволяет в реальном режиме времени получать по спутниковой связи информацию о напряженно-деформированном и коррозионном состоянии контролируемого объекта, об образовании и развитии трещиноподобных дефектов, об утечках газа, работе электрохимической защиты и эксплуатационных параметрах (давление, температура). Структурная схема автономной системы приведена на рисунке 2. АСКДМ представляет собой комплекс аппаратных и программных средств, обеспечивающих автономную работу системы, измерение физических величин, передачу полученных данных на удаленный терминал управления через спутниковую связь в режимах периодических сеансов или срочного вызова (при внезапно возникшей аварийной ситуации) и их обработку.

Рисунок 2 - Структурная схема АСКДМ АСКДМ состоит из следующих устройств.

Удаленный терминал, обеспечивающий прием, накопление и обработку информации, ее визуализацию, формирование сигналов опасности по значениям и трендам параметров, передачу команд для изменения режимов работы одной или нескольких автономных подсистем. Удаленный терминал представляет собой комплект вычислительной техники с подключенным

модемом для приема данных, передачи команд через спутниковую сеть и периферийных устройств для хранения и отображения информации. Конфигурация удаленного терминала определяется количеством обслуживаемых автономных подсистем, количеством собираемых физических параметров и частотой опроса модулей управления, измерения и коммутации.

Датчики - первичные преобразователи физических величин в электрические сигналы.

Центральная вычислительная станция (ЦВС) состоит из системного контроллера, приемо-передающего устройства спутниковой сети связи (модема с антенной), аккумуляторной батареи (АКБ). Конструктивно ЦВС располагается в герметичной оболочке. Системный контроллер содержит вычислительное устройство, энергонезависимую память для хранения полученных данных, реле включения питания спутникового модема и модулей измерения управления и коммутации (МУИК), часы реального времени, обеспечивающие периодические измерения и временную привязку измерений. АКБ обеспечивает автономную работу системы без использования внешних источников энергии. Для подзарядки АКБ может быть применена солнечная батарея. Для установки антенны модема и солнечной батареи над поверхностью земли предусмотрена мачта.

МУИК - герметичные измерительные устройства, предназначенные для преобразования электрических сигналов с датчиков в цифровой код и передачи по соединительным кабелям данных в ЦВС. МУИК имеют различные варианты исполнения для измерения параметров электрохимической защиты, блуждающих токов, параметров акустической эмиссии, тензометрии и т.д.

Соединительные кабели предназначены для подачи питания на МУИК, передачи данных от МУИК к ЦВС и команд управления от ЦВС к МУИК. Соединение МУИК с помощью соединительных кабелей производится по смешанной схеме: последовательно друг за другом и звездой.

Универсальность АСКДМ и возможности различного ее конфигурирования, а также гибкость программного обеспечения позволяют использовать систему для решения задач, связанных с мониторингом удаленных объектов.

Для апробации АСКДМ на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» совместно с ЗАО «Промгазинжиниринг» и ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» были определены следующие объекты мониторинга: переходы магистрального газопровода «Белоусово-Ленинград» через автомобильную и железную дорогу, перемычка между газопроводами «Белоусово-Ленинград» и «Серпухов-Ленинград» и кран магистрального газопровода «Белоусово-Ленинград».

В качестве примера на рисунке 3 представлена конфигурация АСКДМ, установленной на кране магистральном газопроводе «Белоусово-Ленинград».

Для крановых узлов перемычек основной проблемой является отсутствие герметичности по затвору как линейного крана, так и кранов байпасной (свечной) обвязки. Для отслеживания состояния кранового узла и контроля его герметичности в АСКДМ предложено использовать метод акустической эмиссии, который обеспечивает контроль наличия перетечек через запорную арматуру при закрытом положении последней, а также контроль наличия и образования активных развивающихся и наиболее опасных трещиноподобных дефектов. При этом на корпус каждого крана устанавливается высокочастотный пьезоэлектрический преобразователь, который функционирует при закрытом положении крана. В устройстве регистрации и обработки системы АСКДМ программно устанавливается порог для амплитуды регистрируемых сигналов. При превышении этого порога на пульт оператора поступает сигнал о негерметичности затвора крана.

1 - ЦВС (центральная вычислительная система) со спутниковой связью; 2 -кран; 3 - труба газопровода; 4 - опора; 5 - байпасный кран; 6 - свеча; 7 -свечной кран; 8 - линия получения сигнала для контроля потенциала; 9 -линия получения сигналов с установленных датчиков на ЦВС; 10 - модуль управления, измерения и коммутации (МУИК); 11 - преобразователь акустической эмиссии; 12 - датчик коррозии; 13 - медносульфатный электрод сравнения; 14 - тензодатчик; 15 - пьезопреобразователь (высокочастотный); 16 - датчик температуры. Рисунок 3 - Конфигурация автономной системы комплексного диагностического мониторинга, установленной на перемычке между газопроводами «Белоусово-Ленинград» и «Серпухов-Ленинград»

Мониторинг коррозионных параметров на крановых узлах заключается в синхронной регистрации суммарных защитных потенциалов в двух точках (до и после крана по ходу газа) и синхронной регистрации поляризационных потенциалов в двух точках контролируемого объекта. На основании полученных данных делается заключение о защищенности объекта контроля от электрохимической коррозии.

Оценка напряжений осуществляется посредством установки шести тензорезисторов. В местах установки тензорезисторов также устанавливаются термопары для контроля температурного режима эксплуатации.

Переданная информация от датчиков обрабатывается, сохраняется в базе данных и отображается в различных окнах текстового и графического представления. В случае выхода значений регистрируемых параметров за установленные допустимые интервалы выдаются звуковые сообщения, и активизируется соответствующее цветовое табло. При этом на схеме контролируемого пункта проблемный участок (датчик) будет выделен мигающим цветом. В поле окна протокола отображаются текущая информация и сообщения о нештатных режимах эксплуатации. Цветовое табло отображает статус и текущее состояние системы («норма», «опасность»). В окне индикации отображаются рекомендации по действию персонала в случае возникновения нештатной ситуации.

В результате исследований, выполненных во второй главе, и их апробации на газопроводах показано, что разработанный метод комплексного диагностического мониторинга позволяет эффективно оценивать текущее состояние сложных участков в эксплуатации.

В третьей главе изложена методика определения критерия для ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования кф, характеризующего факторы,

способствующие образованию и росту дефектов.

Для определения кф проводят анализ проектно-исполнительной

документации и обработку результатов технического диагностирования, результатов геодезического позиционирования и электрометрии сложных участков. По результатам анализа и обработки экспериментальных данных (результаты оценки напряжений, электрометрии и технического диагностирования трубопроводов) вычисляют численное значение критерия ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования кф. Критерий ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов, определяется по формуле, исходя из функции, количественно оценивающей факторы по трассе сложного участка

кф = )пф№И, (2)

где: L - протяженность трубопровода, м;

Пф(1) - функция, количественно оценивающая факторы,

способствующие образованию и росту дефектов;

/ - координата, отсчитываемая от начала трубопровода, м. Значение Пф(1) определяют по формуле

пф0)=^,{!)■(,, (3)

i=i

где: ]ф - количество исследованных факторов, способствующих

образованию и росту дефектов;

/ - координата, отсчитываемая от начала трубопровода, м;

- весовой коэффициент; G/1) - функция, количественно оценивающая влияние /-го фактора. Для описания функции G/1), количественно оценивающей влияние г'-го фактора, способствующего образованию и росту дефектов, дискретные значения показателя G, представляются интерполирующей сплайн-функцией в следующем виде

0,(1) = Апт+Впт{1-1т)+С"т{1-1т)2+0"т{1-1т)ъ при /т</</т+1> (4)

где: / - расстояние от начала сложного участка, м;

1т- координата точки, в которой определено дискретное значение показателя;

Am.Bn.C^.Dm - коэффициенты сплайна, интерполирующего дискретные значения показателя G,.

По значению показателя пф(1) определяют места экскавации сложного участка для технического диагностирования в шурфах. В первую очередь техническое диагностирование в шурфах с использованием методов неразрушающего контроля проводят в местах, где показатель Пф(1) имеет

наибольшие значения. Для определения функции G\(l), количественно оценивающей влияние ¿-го фактора, в процессе анализа документации и полевых обследований устанавливают факторы, способствующие образованию и росту дефектов, и вычисляют показатели, численно характеризующие каждый фактор, а также результаты наземных обследований. В качестве факторов, способствующих образованию и росту дефектов, рассматривают:

- состояние защитного покрытия;

- уровень защищенности трубопровода средствами ЭХЗ;

- уровень грунтовых вод;

- переменное (постоянное) смачивание грунта;

- НДС трубопровода;

- блуждающие токи;

- тип грунта;

- коррозионную агрессивность грунта.

При количественной оценке факторов, способствующих образованию и росту дефектов, используют весовые коэффициенты, рекомендуемые значения которых приведены в таблице 1. Там же приведен весовой коэффициент, с помощью которого количественно оценивают результаты наземного полевого обследования. Таблица 1

Наименование весового коэффициента ¡^ Значение

Весовой коэффициент характеризующий состояние защитного покрытия 0,15

Весовой коэффициент \г, характеризующий уровень защищенности средствами ЭХЗ 0,075

Весовой коэффициент характеризующий уровень грунтовых вод 0,1

Весовой коэффициент характеризующий влияние переменного (постоянного) смачивание поверхности земли 0,075

Весовой коэффициент ¡;5, характеризующий влияние НДС 0,125

Весовой коэффициент £б> характеризующий влияние блуждающих токов 0,125

Весовой коэффициент ¡;7, характеризующий тип грунта 0,075

Весовой коэффициент характеризующий коррозионную агрессивность грунта 0,075

Весовой коэффициент характеризующий результаты наземного обследования 0,2

1=1

Показатель, численно характеризующий состояние защитного покрытия, оценивают по интегральной величине сопротивления защитного покрытия, численное значение которого в произвольной точке трубопровода определяется по формуле

С, = а0 - я,/((1 + а2 •*„)"'),

(5)

где: ай, а,, д3 - коэффициенты, равные соответственно 1,3, 0,23 и - 6,28; а2 - коэффициент, равный 5,2, -—

Омм

Ки - интегральная величина сопротивления защитного покрытия,

Ом м .

При 5 значение ^ принимают равным единице, а при Яи > 10000 значение С, принимают равным нулю.

В произвольной точке значение показателя , численно характеризующего фактор, связанный с уровнем защищенности трубопровода, оценивают по разности потенциалов «труба - земля». Если разность потенциалов «труба - земля» выходит за пределы, установленные в нормативной документации, то значение показателя принимают равным единице. На участках трубопровода, где разность потенциалов «труба-земля» не выходит за пределы, установленные в нормативной документации, значение показателя принимают равным нулю.

Для определения значения показателя , численно характеризующего фактор, связанный с уровнем грунтовых вод, используют нормативную документацию или результаты полевого обследования. Значение показателя в произвольной точке трубопровода оценивают в зависимости от сведений об отметке уровня грунтовых вод. Если отметка уровня грунтовых вод ниже нижней образующей трубы, то С3 =0. Для уровня грунтовых вод выше верхней образующей трубы С3 = 0,25 и, если отметка уровня грунтовых вод находится на уровне трубопровода, то = 1.

Значения показателя С4, характеризующего наличие зон переменного (постоянного) смачивания, определяют по результатам полевых обследований. В результате обследования определяют границы зон трубопровода с периодическим смачиванием. На длине участка с периодическим смачиванием значение показателя С4 принимают равным единице. На участках без переменного смачивания значение показателя принимают равным нулю.

Оценку показателя С5, характеризующего НДС, осуществляют по результатам геодезического позиционирования. Определение напряжений на трубопроводе проводят математической обработкой данных геодезического позиционирования пространственного положения оси трубопровода. По результатам расчетно-экспериментального определения напряжений значение показателя в произвольной точке определяют по следующей формуле

где: к - коэффициент нагруженное™, величину которого вычисляют по значению фактических напряжений в соответствии с нормативной документацией.

Если С5>1, то принимаем, что С5=1.

Для определения значения показателя С6, численно характеризующего фактор, связанный с наличием блуждающих токов, используют значение,

(6)

равное 0,3 для зон со знакопеременными блуждающими токами, и 1 для анодных зон с блуждающими токами. Если в рассматриваемой точке трассы сложного участка блуждающие токи отсутствуют, то показатель С6 принимается равным нулю.

Для определения значения показателя , численно характеризующего фактор, связанный с типом грунта, используется проектно-изыскательская документация. В зависимости от типа грунта показатель С7 может принимать значения от 0,1 (торф) до 1 (глина).

Показатель, численно характеризующий фактор, связанный с коррозионной агрессивностью грунта, оценивают по значению удельного электрического сопротивления

с8=1-г-Г1-я;, (7)

где: г и О - коэффициенты.

Значение коэффициента г определяют по формуле

г = А™,/рт„, (8)

где: ртт и ртах - минимальное и максимальное значения удельного электрического сопротивления грунта в пределах одной трубы.

Коэффициент £> определяют по формуле

О = \-р/р0, (9)

где: р - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом-м;

/?0 - коэффициент, равный 50 Ом-м.

При р >50 коэффициент И принимают равным нулю.

Для количественной оценки аномалий, выявленных в результате обследований, используют показатель Если на участке трубопровода обнаружены аномалии, то показатель принимают равным единице. При отсутствии аномалий показатель С9 принимают равным нулю.

В четвертой главе представлена методология оценки технического состояния сложного участка по результатам технического диагностирования в шурфах и данных электрометрии. Для оценки технического состояния и ранжирования сложного участка по очередности технического диагностирования рассматривается критерий к,с, характеризующий степень опасности обнаруженных дефектов и состояние защитного покрытия. Критерий к,с определяют по показателям технического состояния труб, соединительных деталей и сварных соединений. Показатели технического состояния труб, соединительных деталей и сварных соединений отражают

отдельные составляющие технического состояния (стресс-коррозионное состояние, коррозионное состояние и т.д.).

В аналитическом виде критерий ранжирования сложного участка по очередности технического диагностирования, характеризующий техническое состояние, предложено определять в виде

к,с=\-(\-р,)-(\-рш)-(\-рр,), (10)

где: р1 - показатель технического состояния труб и соединительных деталей;

рш - показатель технического состояния сварных соединений;

рр1 - показатель технического состояния защитного покрытия.

Техническое состояние сложного участка МГ зависит от наличия дефектов, в связи с чем вводятся соответствующие показатели поврежденности, используемые при определении показателя технического состояния труб и соединительных деталей. Для определения показателя технического состояния труб и соединительных деталей р1 используется следующее выражение

р, = \-(\-<1к)-(\-с1с)-(\-<10)-(\-с1г)-(\-<1(1), (11)

где: с1к - поврежденность сложного участка от дефектов потери металла стенки трубы (коррозии);

с1с - поврежденность сложного участка от трещиноподобных дефектов, включая стресс-коррозионные трещины;

с10 - поврежденность сложного участка при наличии овализации сечения труб;

с!г - поврежденность сложного участка, связанная с наличием на трубах дефектов типа гофры и вмятины;

с1с1 - поврежденность соединительных деталей сложного участка. При определении поврежденности сложного участка для труб с несколькими дефектами одного типа или дефектами различных типов рассматривается только один дефект, дающий большую поврежденность, и каждую дефектную трубу учитывают только один раз.

Поврежденность сложного участка, характеризующая дефекты потери металла стенки трубы, вычисляется как сумма поврежденностей труб. Поврежденность трубы, обусловленная дефектом потери металла стенки трубы, вычисляется по формуле

и Га-и-е

где: ^ - относительная глубина дефекта потери металла стенки трубы (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы);

%р - относительная глубина дефекта потери металла стенки трубы, при

которой по расчетам происходит разрыв трубы при проектном рабочем давлении.

Значения коэффициента а, учитывающего уровень кольцевых напряжений и коэффициента учитывающего длину дефекта потери металла, определяются по формулам

11 + 0,31

2-5-ст. '

(13)

(14)

где: I - длина дефекта потери металла в осевом направлении, мм; Д,- наружный диаметр трубы, мм; 5 - толщина стенки трубы, мм;

р - рабочее (нормативное) давление на сложном участке МГ, МПа; ав - временное сопротивление материала, МПа.

Поврежденность сложного участка с1с, характеризующая трещины, вычисляется как сумма поврежденностей труб. Поврежденность трубы, обусловленная трещиноподобным дефектом, вычисляется по формуле

05)

где: ¡;с - относительная глубина трещиноподобного дефекта;

И,ср - относительная глубина трещиноподобного дефекта, при которой

по расчетам происходит разрыв трубы при рабочем (нормативном) давлении;

Поврежденность сложного участка МГ при наличии овализации сечения труб вычисляется по формуле

<*о = 1Ко) = "± Об)

;=1 (=13

где: п0 - количество труб с максимальной поврежденностью от овализации сечения трубы;

- ранг опасности овализации сечения трубы;

0 - овальность трубы в процентах. Величина 8 определяется по формуле

0 =

•100,

(17)

где: Втах,БтШ - максимальный и минимальный диаметр в сечении трубы.

Поврежденность сложного участка МГ с1г, связанная с наличием дефектов типа гофры и вмятины, вычисляется по формуле

где: пг - количество труб с максимальной поврежденностью от дефектов типа гофра и вмятина;

Яг - ранг опасности дефекта типа гофра и вмятина; кг - коэффициент (кг= 24 для линейных участков МГ 1-П категории; кг- 20 для линейных участков МГ Ш-1У категории); тах(£10; £20; \\>0) - максимальное значение из трех параметров £] о (остаточная продольная деформация), е2 0 (остаточная кольцевая деформация) и м^ (относительная глубина (высота) дефекта типа вмятина и гофра), величины которых определяются в соответствии с нормативной документацией.

Поврежденность соединительных деталей газопровода ^ вычисляется по формуле

где: пс1 - количество соединительных деталей с дефектами, недопустимыми в соответствии с ТУ завода изготовителя.

Показатель технического состояния сварных соединений линейного участка МГ рш вычисляется по формуле

где: пш - количество сварных швов с дефектами;

Яш - ранг опасности дефектов поперечных сварных швов;

Дш - суммарная протяженность дефектов на одном сварном шве, мм;

Д, - наружный диаметр трубы, мм.

¿г = ИКг(1) = Ц(кг ■тах(Е\.0>'Е2.0-'Щ))о)>

(18)

(19)

"ш "и, У П

1=1 /=1 ии

(20)

Если повреждеиность трубы, обусловленная дефектами потери металла стенки трубы или трещиноподобным дефектом, а также ранги опасности овализации сечения трубы, дефектов типа гофры и вмятины, дефектов поперечного шва превышают значение, равное единице, то повреждеиность и ранг опасности принимаются равными единице.

Показатель дефектности защитного покрытия рр, вычисляют по

формуле

"тр

11-0,25.18Яп

РР,=М---(21)

Птр

где: Яп - минимальное значение интегрального сопротивления защитного покрытия на трубе, Ом'м2,

птр - количество труб на сложном участке МГ.

Если показатель дефектности защитного покрытия для трубы больше единицы, то принимают, что он равен единице, если показатель дефектности защитного покрытия меньше нуля, то принимают, что он равен нулю.

Для определения к1с в соответствии со значением показателя п'ф и

других факторов определяют выбор мест экскавации сложного участка. В шурфах протяженностью не менее длины трубы проводят неразрушающий контроль сварных соединений и тела трубы, по результатам которого вычисляют критерий ранжирования сложных участков МГ по очередности проведения технического диагностирования к,с, характеризующих техническое состояние.

В пятой главе на основе методологии, представленной в 3 и 4 главах, разработана методика оценки технического состояния пересечений газопроводов.

Для обеспечения безопасной эксплуатации МГ в местах его пересечений с МГ необходимо выполнить оценку технического состояния линейного участка в зоне пересечения, по результатам которой определить необходимый объем ремонтно-восстановительных работ. Оценка технического состояния участка МГ в месте его пересечения предусматривает выполнение следующих работ:

- анализ документации и результатов диагностических и ремонтных работ;

- определение общей протяженности трассы, подлежащей экскавации на участке пересечения;

- составление алгоритма диагностических работ и проведение технического диагностирования участка пересечения с применением наземных методов обследования и проверки защищенности участка средствами ЭХЗ;

- определение на основе данных обследований и анализа условий и факторов, способствующих образованию и развитию дефектов, мест экскавации участка МГ для проведения технического диагностирования в шурфах;

- техническое диагностирование трубы и сварных соединений в шурфах. Общую протяженность трассы, подлежащей экскавации на участке

пересечения, определяют в зависимости от плотности дефектов, выявленных на МГ в районе пересечения МГ при внутритрубной дефектоскопии (ВТД). Плотность дефектов д вычисляется по формуле

Нк + ЛГ н + ыш + N.

^ = -крн-ш-(22)

¿втд

где: ЛГК - число обнаруженных коррозионных дефектов глубиной более 30 % от толщины стенки трубы, шт;

Л^н - число обнаруженных стресс-коррозионных дефектов, шт; ЛГШ - число обнаруженных аномальных поперечных сварных стыков с общей длиной дефектов шва более 1/12 периметра стыка, шт;

Мг - число обнаруженных дефектов геометрии трубы (вмятина, гофр, овализация), шт;

¿втд - длина обследованного линейного участка МГ, км. По плотности дефектов д рассчитывается среднее ожидаемое число дефектов п на участке пересечения по формуле

и = <7-4,. (23)

где: п - среднее ожидаемое число дефектов на участке пересечения, шт; Ьп - протяженность участка пересечения, м;

В зависимости от ожидаемого числа дефектов «общая протяженность трассы, подлежащая экскавации на участке пересечения эксплуатируемого магистрального газопровода с проектируемым магистральным газопроводом Ь.„ определяется по графику, представленному на рисунке 4.

Количество шурфов, которое необходимо выполнить на участке пересечения эксплуатируемого МГ с проектируемым МГ, определяют по выражению

+ (24)

где: ¿1 - длина трубы, м.

Места экскавации участка пересечения для проведения технического диагностирования в шурфах устанавливают на основе анализа результатов обследований и анализа документации на МГ. В результате анализа составляют перечень факторов, способствующих образованию и росту дефектов и мест с аномалиями (результаты магнитометрических и акустико-эмиссионных обследований), проводят через показатели количественную оценку этих факторов и выявленных по результатам диагностических работ аномалий, а также совместную математическую обработку полученных количественных показателей. На основании графика распределения

показателя по участку пересечения МГ определяют места его экскавации. Места с обнаруженными при ВТД дефектами и магнитными аномалиями в сварных соединениях, а также места, в которых были обнаружены при полевом обследовании утечки, подлежат обязательной экскавации. Эти места входят в общую протяженность трассы, подлежащей экскавации.

Рисунок 4 - Зависимость протяженности участка экскавации от среднего числа дефектных труб

Для выявленных в процессе анализа документации и полевых обследований факторов, способствующих образованию и росту дефектов, определяют показатели, численно характеризующие каждый фактор, а также показатель, количественно оценивающий результаты наземных обследований, в соответствии с методикой, представленной в третьей главе.

По значению показателя кф, определяют места экскавации для технического диагностирования в шурфах. В первую очередь техническое диагностирование в шурфах с использованием методов неразрушающего контроля проводят на участке пересечения МГ, где показатель кФ, характеризующий влияние факторов, способствующих образованию и росту дефектов и наличие аномалий, имеет наибольшие значения. На участке пересечения независимо от значения показателя кф(1г) проводится экскавация эксплуатируемого газопровода в месте пересечения осей МГ.

Оценка срока безопасной эксплуатации участка пересечения МГ проводится по ожидаемой на участке пересечения интенсивности отказов X, с учетом среднестатистической интенсивности отказов на МГ ОАО «Газпром» МГ в год на 1000 км Хср и суммарной протяженности трассы участка пересечения, подлежащей экскавации Ь3.

Экспертную оценку интенсивности отказов на участке пересечения МГ рассчитывают по формуле

"1,6-1,

-+0,2

(25)

где: - экспертная оценка интенсивности отказов;

Хср - среднестатистическая интенсивность отказов (число отказов в год на 1000 километров МГ);

Ь3 - суммарная протяженность трассы участка пересечения МГ, подлежащая экскавации, м;

Ьп - протяженность участка пересечения, м;

В зависимости от экспертной оценки интенсивности отказов А^, и протяженности трассы участка пересечения, подлежащей экскавации Ьъ определяют время безопасной эксплуатации участка пересечения МГ /с6з как момент времени когда вероятность отказа на участке пересечения МГ начинает превышать Ю-4.

/«П-ю-4;-Ю00000

К-(К-К> <26)

где: Ат - экспертная оценка интенсивности отказов;

£п - протяженность участка пересечения МГ, м. Зависимость времени безопасной эксплуатации участка пересечения от протяженности трассы участка пересечения МГ, подлежащая экскавации представлена на рисунке 5,

Протяженность участка пересечения подлежащая экскавации, %

Рисунок 5 - Зависимость срока безопасной эксплуатации участка пересечения МГ от протяженности участка, подлежащего экскавации

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

¡.Анализ технического состояния сложных участков МГ, надежность которых фактически определяет уровень надежности эксплуатации газопровода в целом, показал, что необходима разработка специальных методов их диагностики, оценки опасности дефектов и работоспособности.

2. Разработаны метод комплексного диагностического мониторинга сложных участков МГ и автономная система контроля, которые позволяют определять напряженно-деформированное состояние, утечки газа, скорость коррозии перемычек газопроводов, мест пересечений, переходов через авто- и железные дороги, крановых узлов и тем самым давать оценку их технического состояния.

3. Сформирована классификация дефектов в сложных участках и изложена процедура оценки опасности дефектов механического и коррозионного происхождения.

4. Исследованы особенности нагружения крановых узлов, перемычек, переходов через авто- и железные дороги и разработана методика оценки их технического состояния.

5. Разработаны методы оценки работоспособности сложных участков, на основе которых выполнена оценка технического состояния и сроки безопасной эксплуатации.

6. По результатам исследований работоспособности сформулированы алгоритмы, определяющие приоритетность обследования сложных участков, ранжирование очередности, протяженность обследований, прогноз технического состояния.

7. Разработанные методы и автономная система комплексного диагностического мониторинга апробированы при оценке технического состояния газопроводов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», а также реализованы в отраслевом нормативном документе ОАО «Газпром».

Основные результаты диссертационной работы представлены в следующих публикациях:

1. Харионовский О.В. Методы контроля пересечений газопроводов с авто-и железными дорогами // В сборнике научных трудов ООО «ВНИИГАЗ» «Проблемы надежности и безопасности транспорта газа». - М.: ВНИИГАЗ, 2008. - с. 268-273.

2. Харионовский О.В. Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов //Территория Нефтегаз. - 2009. - № 4 -с. 22-30.

3. Харионовский О.В. Автономная система комплексного диагностического мониторинга объектов линейной части магистральных газопроводов / Харионовский О.В., Зиновьев Р.Ф., Городниченко В.И. //Газовая промышленность. - 2009. - № 5 - с. 41-44.

4. Методика оценки технического состояния линейного участка

эксплуатируемого газопровода в месте пересечения с проектируемым МГ / Салюков В.В., Глуховцев A.A., Харионовский О.В., Городниченко В.И., Грязин В.Е. // Газовая промышленность. - 2009. -№ 9 - с. 56-59.

5. Харионовский О.В. Особенности дефектности трубопроводов при ультразвуковой дефектоскопии / Резвых А.И., Курганова И.Н., Харионовский О.В. // В сборнике научных трудов ООО «ВНИИГАЗ» «Надежность газопроводных конструкций». - М.: ВНИИГАЗ, 2000. - с. 68-73.

6. Регламент работ по техническому обследованию участков эксплуатируемых газопроводов в местах пересечений с проектируемым магистральным газопроводом / О.В.Харионовский, В.В.Салюков, М.Ю.Митрохин, В.И.Городниченко и др. // ООО ВНИИГАЗ, 2008 г.

Подписано к печати 1уч. - изд.л.ф-т 60x84/16 Тираж 100 экз. Заказ № 5400 Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская область, Ленинский район, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Харионовский, Олег Владимирович

Введение

Глава 1. Повышение надежности сложных участков магистральных газопроводов — актуальная задача отрасли

1.1 Применяемые методы диагностики технического состояния

1.2 Методы оценки технического состояния дефектных участков

1.3 Комплексный критерий ранжирования сложных участков магистральных газопроводов по очередности проведения технического диагностирования

Глава 2. Мониторинг сложных участков магистральных газопроводов

2.1 Автономная система комплексного диагностического мониторинга сложных участков магистральных газопроводов

2.2 Опытная эксплуатация автономной системы комплексного диагностического мониторинга

Глава 3. Определение критерия для ранжирования сложных участков магистральных газопроводов по очередности проведения технического диагностирования

3.1 Критерий, характеризующий факторы, способствующие образованию и росту дефектов

3.2 Пример определения критерия ранжирования сложного участка по очередности проведения технического диагностирования

3.2.1 Определение показателя, учитывающего напряженно-деформированное состояние перемычки

3.2.2 Определение показателя, учитывающего тип грунта

3.2.3 Определение показателя, учитывающего коррозионную агрессивность грунта

3.2.4 Определение показателя, учитывающего состояние защитного покрытия

3.2.5 Определение показателя, учитывающего уровень грунтовых вод

3.2.6 Определение показателя, учитывающего периодическое смачивание грунтов

3.2.7 Определение . показателя фактора риска стресс-коррозии, учитывающего магнитные аномалии

Глава 4. Разработка методов оценки технического состояния сложного участка

4.1 Критерий комплексной оценки технического состояния сложного участка магистрального газопровода

4.2 Определение поврежденности сложного участка магистрального газопровода

4.3. Определение ранга опасности дефектов.

4.3.1 Ранг опасности дефектов потери металла

4.3.2 Ранг опасности трещиноподобных дефектов

4.3.3 Ранг опасности разрушения трубы при наличии овализации ее сечения

4.3.4 Ранг опасности дефектов типа гофры и вмятины

4.3.5 Ранг опасности дефектов сварного соединения

4.3.6 Ранг опасности разрушения трубы по напряженно-деформированному состоянию

4.4 Процедура принятия решений по определению технического состояния сложных участков магистральных газопроводов

4.5 Прогнозирование технического состояния сложного участка магистрального газопровода

Глава 5. Методика технического диагностирования пересечений магистральных газопроводов

5.1 Определение протяженности на участке пересечения магистрального газопровода для проведения инструментальных обследований в шурфах.

5.2 Определение общей протяженности участков трассы, подлежащих экскавации, на пересечении с проектируемым магистральным газопроводом

5.3 Определение срока безопасной эксплуатации участка пересечения Основные результаты и выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов оценки технического состояния сложных участков магистральных газопроводов"

Газотранспортная система (ГТС) представляет собой единый технологический комплекс, в котором благодаря конструктивным особенностям реализуются централизованные режимы транспорта газа в различных направлениях. Повышение надежности эксплуатации ГТС является важнейшей проблемой, учитывая большие протяженности газопроводов - свыше 158 тыс. км, высокие давления газа, значительные сроки службы и неблагоприятные природно-климатические условия эксплуатации. Первоочередное внимание при анализе надежности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) необходимо уделять элементам магистральных газопроводов (МГ), работающим в условиях сложного напряженного состояния и переменных нагрузок. К участкам повышенной опасности относятся перемычки между нитками газопроводов, переходы через автомобильные и железные дороги, крановые узлы, места пересечений газопроводов, а также технологические трубопроводы компрессорных станций. Количество таких участков составляют десятки тысяч и география их расположения в ГТС - от Крайнего Севера, Западной Сибири до южных и западных границ России.

Основные задачи исследования:

1. Оценка текущего технического состояния сложных участков ЛЧ МГ.

2. Разработка системы комплексного диагностического мониторинга сложных участков МГ.

3. Изучение методов оценки опасности дефектов применительно к сложным участкам.

4. Разработка методов оценки технического состояния сложных участков МГ.

Разработана автономная система комплексного диагностического мониторинга сложных < участков МГ, предназначенная для непрерывного контроля технического состояния переходов через автомобильные и железные дороги, крановых узлов, технологических перемычек между газопроводами и пересечений газопроводов. Система позволяет получать информацию о напряженно-деформированном и коррозионном состоянии, образовании и развитии трещиноподобных дефектов, утечках газа, параметрах электрохимической защиты.

Основные защищаемые положения:

1. Метод оценки технического состояния сложных участков МГ, основанный на автономной системе комплексного диагностического мониторинга, включающей аппаратные и программные средства, измерение физических величин - параметров электрохимзащиты, тензометрии, акустической эмиссии, блуждающих токов, а также оперативную передачу данных на операторский пункт.

2. Методика комплексной оценки работоспособности сложных участков на основе результатов автономной системы комплексного диагностического мониторинга.

4. Методика технического диагностирования пересечений МГ. 5

Практическая значимость работы заключается в создании методов оценки технического состояния сложных участков МГ, основанных на комплексном применении автономной системы диагностического мониторинга, методов анализа опасности дефектов и оценки работоспособности, а также критерия по ранжированию сложных участков МГ по очередности их технического диагностирования. Разработанные методики получили практическое применение в ежегодных и перспективных Программах ОАО «Газпром» по диагностическому обслуживанию, продлению ресурса и капитальному ремонту МГ и позволили повысить обоснованность и эффективность мероприятий по повышению надежной эксплуатации ГТС.

Материалы диссертации доложены, обсуждены и получили положительную оценку на научно-технических конференциях, семинарах и совещаниях: Международная научно-техническая конференция «Целостность и прогноз технического состояния газопроводов» (Р1Т80-2007), Москва, 2007 г.; XVII Международная деловая встреча «Диагностика 2007», Екатеринбург, 2007 г.; отраслевое совещание по вопросу мониторинга технического состояния объектов линейной части магистральных газопроводов с применением автономной системы комплексного диагностического мониторинга магистральных газопроводов ОАО «Газпром», Москва, 2008 г.; отраслевое совещание по подведению итогов опытно-промышленных испытаний автономной системы комплексного диагностического мониторинга магистральных газопроводов ОАО «Газпром», Москва, 2009 г.

Поэтому, в соответствии с целями и задачами работы, в диссертации последовательно изложены методы оценки технического состояния сложных участков магистральных газопроводов.

На основе исследований специалистов ВНИИГАЗа, ВНИИСТа, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Института машиноведения РАН и других организаций [1, 2, 7, 35, 48] выполнен анализ методов расчета дефектных участков газопроводов, оценки их опасности для эксплуатации. Отмечено, что особенностью сложных участков является их дополнительное нагружение и переменные нагрузки в сочетании с рабочим давлением газа и температурными воздействиями, что приводит к изгибу, местной потере устойчивости, усталости в зонах тройников и отводов, и в результате требуется оценивать объемное напряженно-деформированное состояние. При этом кроме прочностного аспекта следует контролировать коррозионное состояние и утечки газа.

С этой целью была разработана автономная система комплексного диагностического мониторинга (АСКДМ), предназначенная для непрерывного контроля технического состояния.

Таким образом, в диссертации выполнено законченное исследование, результаты которого позволяют выполнить оценку технического состояния сложных участков магистральных газопроводов и тем самым повысить надежность эксплуатации газотранспортной системы ОАО «Газпром».

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Харионовский, Олег Владимирович

Основные результаты и выводы

1. Анализ технического состояния сложных участков магистральных газопроводов, надежность которых фактически определяет уровень надежности эксплуатации газопровода в целом, показал, что необходима разработка специальных методов их диагностики, оценки опасности дефектов и работоспособности.

2. Разработаны метод комплексного диагностического мониторинга сложных участков магистральных газопроводов и автономная система контроля, которые позволяют определять напряженно-деформированное состояние, утечки газа, скорость коррозии перемычек газопроводов, мест пересечений, переходов через авто- и железные дороги, крановых узлов и тем самым давать оценку их технического состояния.

4. Исследованы особенности нагружения крановых узлов, перемычек, переходов через автомобильные и железные дороги и разработана методика оценки их технического состояния.

Заключение

По результатам опытно-промышленных испытаний рекомендовать автономную систему комплексного диагностического мониюринга магистральных газопроводов для применения на потенциально-опасных участках магистральных газопроводов - перемычках, крановых узлах, переходах через автомобильные и железные дороги с учетом рекомендаций.

Главный технолог Управления по транспортировке 1аза и газово! о конденсла ОАО «Газпром»

Заместитель начальника производственного отдела по эксплуатации МГ

ООО «Газпром "фа не газ Санкт-Пегербург»

А.В. Молоканов

Р.Ф. Зиновьев

Начальник лаборатории ООО «ВНИИГАЗ» В.И. Городниченко

В. Харионовский

Заместитель генерального директора ЗАО «Промгазинжиниринг»

В В Сачюков

Страница 4 из 4

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Харионовский, Олег Владимирович, Москва

1. Болотин B.B. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1990.

2. Болотов A.C., Розов В.Н. и др. Коррозионное растрескивание на магистральных газопроводах / Газовая промышленность №6, 1994.

3. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов / М.: Недра, 1984.

4. Будзуляк Б.В. основные направления повышения надежности и безопасности газотранспортных систем ОАО «Газпром» / Газовая промышленность №8, 2005.

5. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Харионовский В.В. Продление ресурса магистральных газопроводов / Газовая промышленность №7, 2002.

6. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Колотовский А.Н. и др. Магистральный трубопроводный транспорт в терминах и определениях. Справочник / ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

7. ВРД 39-1.10-004-99 Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 1999.

8. ВРД 39-1.10-006-2000* Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов /ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2002.

9. ВРД 39-1.10-026-2001 Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2001.

10. ВРД 39-1.11-020-99 Методика по обследованию участков газопроводов, склонных к коррозионному растрескиванию под напряжением / ДОАО «Гипрогазцентр», Нижний Новгород 1999.

11. Гетман А.Ф., Козин Ю.Н. Неразрушающий контроль и безопасность эксплуатации сосудов и трубопроводов давления / М.: Энергоатомиздат, 1997.

12. Губанок И.И., Харионовский В.В. Прогноз технического состояния газопроводов: инженерные подходы / Газовая промышленность №11, 2005.

13. Ежов A.A., Герасимова Л.П. Дефекты в металлах. Справочник-атлас / М.: Русский университет, 2002.

14. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Оценка прочности труб с выявленными внутритрубной диагностикой дефектами / Защита от коррозии и охрана окружающей среды №№1-2, 1997.

15. Канайкин В.А. Диагностика коррозийных повреждений магистральных газопроводов / М.: МГТУ, 2000.

16. Клюев В.В. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. Том 1. Соснин Ф.Р. Визуальный и измерительный контроль / М.: Машиностроение, 2008.

17. Клюев В.В. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. Том 2. Евлампиев А.И., Попов Е.Д. и др. Контроль герметичности / М.: Машиностроение, 2006.

18. Клюев В.В. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. Том 3. Ермолов И.Н., Ланге Ю.В. Ультразвуковой контроль / М.: Машиностроение, 2008.

19. Клюев В.В. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. Том 4. Анисимов В.А., Каторгин Б.И. Акустическая тензометрия / М.: Машиностроение, 2006.

20. Клюев В.В. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. Том 5. Подмастерьев К.В., Соснин Ф.Р. и др. Электрический контроль / М.: Машиностроение, 2006.

21. Клюев В.В. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. Том 6. Клюев В.В., Мужицкий В.М. и др. Магнитные методы контроля / М.: Машиностроение, 2006.

22. Клюев В.В. Неразрушающий контроль и диагностика. Справочник. Том 7. Иванов В.И., Власов И.Э. Метод акустической эмиссии / М.: Машиностроение, 2006.

23. Методические рекомендации по контролю за мелиоративным состоянием орошаемых земель / М.: ВНИИГИМ. 1978.

24. Методические указания по проведению обследования технического состояния действующих газопроводов на участках взаимных пересечений со строящимися магистральными газопроводами / ОАО «Газпром», 2005.

25. ПБ 03-593-03 Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов / Госгортехнадзор России, 2003.

26. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности / Госгортехнадзор России, 2003.

27. Р Газпром Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов / ОАО «Газпром», ООО «Газнадзор», 2006.

28. РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов / Госгортехнадзор России, 2001.

29. Регламент работ по техническому обследованию участков эксплуатируемых газопроводов в местах пересечений с проектируемым магистральным газопроводом / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2008.

30. СНиП 2.05.06.-85* Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР, 1987.

31. СНиП Ш-42-80* Магистральные трубопроводы / Минстрой России, 1996.

32. СТО Газпром 2-2.2-136-2007 Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

33. СТО Газпром 2-2.3-095-2007 Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

34. СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

35. СТО Газпром 2-2.3-173-2007 Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

36. СТО Газпром 2-2.3-184-2007 Методика по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2008.

37. СТО Газпром 2-2.3-238-2008 Методика акустико-эмиссионного контроля переходов магистральных газопроводов через водные преграды, автомобильные и железные дороги / НУЦ «Сварка и контроль» при МГТУ им. Н.Э. Баумана, ООО «ИРЦ Газпром», 2009.

38. СТО Газпром 2-2.3-243-2008 Инструкция по проведению измерений напряжений в металле трубопроводов при использовании приборов, основанных на магнитошумовом методе / ДО АО «Оргэнергогаз», ООО «ИРЦ Газпром», 2009.

39. СТО Газпром 2-2.3-292-2009 Правила определения технического состояния по результатам внутритрубной инспекции / ОАО «Газпром», 2007.

40. СТО Газпром 2-2.3-310-2009 Организация коррозионных обследований объектов ОАО «Газпром». Основные требования / ООО «Газпромэнергодиагностика», ООО «Газпром экспо», 2009.

41. СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов / ООО «ВНИИГАЗ», ЗАО «ВНИИСТ — Диагностика», ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

42. СТО Газпром 2-3.5-032-2005 Положение по организации и проведению контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности объектов единой системы газопроводов ОАО «Газпром»ЮОО «Газнадзор», ООО «ИРЦ Газпром», 2005.

43. СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» / ОАО «Газпром», 2006.

44. СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2006.

45. СТО Газпром 2-3.5-252-2008 Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» / ООО «ВНИИГАЗ», ООО «Газпром экспо», 2009.

46. СТО Газпром 2-5.1-148-2007 Методы испытания сталей и сварных соединений на коррозионное растрескивание под напряжением / ООО «ВНИИГАЗ», РГУНиГ им. И.М. Губкина, ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

47. СТО Газпром РД 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов / ООО «ВНИИГАЗ», ДОАО «Оргэнергогаз», ООО «ИРЦ Газпром», 2004.

48. Харионовский В.В. Методология продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов / Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее», 2005.

49. Харионовский О.В. Мониторинг объектов линейной части магистральных газопроводов / Территория Нефтегаз № 4, 2009.

50. Харионовский О.В., Зиновьев Р.Ф., Городниченко В.И. Автономная система комплексного диагностического мониторинга объектов линейной части магистральных газопроводов / Газовая промышленность № 5, 2009.

51. Широков М.А., Городниченко В.И., Чубунов М.В, Оценка и прогноз технического состояния участков магистральных газопроводов / Шестнадцатая Международная деловая встреча «Диагностика-2006», 2006.

52. Gresnigt A., Strength and deformation capacity of pipelines loaded by local loads and bending // Pipeline Technology Conference. Ostende. 1990 / Ed. R. Dennis. Part B. Antwerpen: K.,VIV, 1990.

53. Kiefner J.F., Vieth P.H. "A Modified Criterion for Evaluating the Remaining Strength of Corroded Pipe". Project PR3-805: Pipeline Search Committee, American Gas Association (Dec. 22, 1989).

54. Hopkins P., Jones D.G. A study of the behavior of long and complex-shuped corrosion in transmission pipeline // Proc. Of OMAE / V. V-A, Pipeline Technology, ASME, 1992.

Информация о работе

Харионовский, Олег Владимирович
кандидата технических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.19

Диссертация

Разработка методов оценки технического состояния сложных участков магистральных газопроводов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы