CC BY
20ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 622.691.004
С.А. Лазарев1, С.А. Пульников2, e-mail: puinikov@tsogu.ru; Ю.С. Сысоев2
1 ООО «Газпром трансгаз Сургут» (Сургут, Россия).
2 Кафедра «Транспортные и технологические системы», Тюменский индустриальный университет (Тюмень, Россия).
Диагностирование протяженных пространственно-деформируемых участков магистральных газопроводов в системе управления техническим состоянием и целостностью ПАО «Газпром»
В результате многолетней работы по повышению надежности и безопасности эксплуатации объектов газотранспортной системы в ПАО «Газпром» внедрен методический подход к управлению техническим состоянием и целостностью линейной части магистральных газопроводов (МГ), обеспечивающий долгосрочное планирование технического обслуживания, диагностирования и капитального ремонта. Планирование осуществляется на основе информации о фактическом техническом состоянии участков трассы МГ, получаемой по результатам внутритрубной дефектоскопии (ВТД), являющейся приоритетным инструментом диагностирования и служащей основой стратегии принятия управленческих решений для обеспечения безопасной эксплуатации и эффективного технического обслуживания системы МГ. Главным критерием планирования вывода участков в капитальный ремонт по результатам ВТД является комплексный показатель технического состояния, применение которого на участках, эксплуатируемых в инженерно-геологических условиях I и II категорий сложности, в которых техническое состояние трубопровода обуславливается степенью поврежденности его стенки, позволило приблизить показатели надежности и технического состояния МГ к целевым, установленным в ПАО «Газпром» до 2020 г.
На МГ, эксплуатируемых в инженерно-геологических условиях III категории сложности, в которых наряду с повреж-денностью стенки трубопровода ежегодно фиксируются многочисленные участки со значительными деформациями и пространственными перемещениями, внедрение методики очередности вывода в капитальный ремонт по критерию комплексного показателя технического состояния не дало эффекта по снижению их количества. Это обусловлено тем, что методика расчета комплексного показателя технического состояния не содержит параметров оценки и прогнозирования изменения пространственного положения участка МГ и связанного с этим процессом изменения его напряженно-деформированного состояния (НДС) в процессе эксплуатации. Авторами разработана методика, позволяющая проводить оценку и прогнозирование технического состояния участков МГ комплексно: и по критерию поврежденности стенки трубы, и по изменению пространственного положения.
Ключевые слова: диагностирование трубопроводов, линейная часть, пространственное положение, геотехнический мониторинг, техническое состояние, капитальный ремонт.
S.A. Lazarev1, S.A. Pulnikov2, e-mail: pulnikov@tsogu.ru; Yu.S. Sysoev2
1 Gazprom transgaz Surgut LLC (Surgut, Russian Federation).
2 Transport and Process Systems Department , the Tyumen Industrial University (Tyumen, Russian Federation).
Diagnosing of extended spatially deformed sections of gas pipelines in the technical state and the integrity management system of Gazprom PJSC
As a result of long-term work on the reliability and safety of the gas transportation system operation improvement for Gazprom PJSC a methodical approach for the technical state and integrity management of the linear part of main gas pipelines (MGP) was implemented that provides long-term planning of maintenance, diagnosis and repair. Planning is carried out on the basis of information about the actual technical state of sections of MGP route, obtained as a result of pig inspection (PI), and this is a priority tool for diagnosis and serves as the main strategy for management decisionmaking to ensure safe operation and effective maintenance of the MGP system. The main criterion for planning the for sections shutdown for overhaul as a result of PI is an integrated technical state indicator, when used in operating areas
PIPELINES EXPLOITATION AND REPAIR
under the engineering-geological conditions of categories I and II of complexity, where the technical state of the pipeline is caused by the extent of his wall damage, allows approximation of the reliability indicators and technical state of MGP to the target values, specified in Gazprom PJSC up to 2020.
Implementation of order procedure for shutdown for overhaul on the criterion of the integrated technical state indicator did not reduce the amount of numerous areas with significant deformations and spatial movements in MGP used under engineering and geological conditions of category III of complexity in addition to damages to the pipelines walls. This is due to the fact that the procedure of the calculation of technical state integrated indicator does not include estimates of the parameters and changes forecasting in the spatial position of the MGP section and the related change process of its stress-strain state (SSS) during the operation. The authors have developed a method that allows assessing the technical state and forecast MGP sections in integrated manner: both by damage criteria of the pipe wall, and by the spatial position variation.
Keywords: pipelines diagnostics, linear part, spatial position, geotechnical monitoring, technical state, overhaul
Более пяти лет в ПАО «Газпром» непрерывно осуществляется совершенствование Системы управления техническим состоянием и целостностью магистральных газопроводов (СУТСЦ МГ), разработка которой обусловила переход на всех уровнях газотранспортных обществ (ГТО) к централизованному формированию программ диагностирования и ремонта газотранспортной системы (ГТС) на основе комплексной оценки технического состояния [1, 2]. Указанный подход показал свою эффективность уже на этапе выборочного внедрения в рамках реализации Программы комплексного капитального ремонта линейной части ГТС ПАО «Газпром» за период 2011— 2015 гг. [3]. На участках внедрения за три года удалось снизить средние значения показателей удельного техногенного риска и вероятности отказа
более чем в два раза и увеличить на 10% суммарную протяженность МГ, характеризующуюся значением комплексного показателя технического состояния менее 0,06 (РМГ<0,06), являющегося критерием полностью исправного состояния (табл.) [4].
ПОЛОЖИТЕЛЬНАЯ ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОБУСЛОВЛЕНА:
• повышением точности оценки и достоверности прогноза технического состояния линейной части МГ;
• эффективным ранжированием участков по степени опасности и определению оптимальных сроков и объемов диагностирования и ремонта;
• рациональным целевым распределением технико-экономических ресурсов на повышение и поддержание требуемого технического состояния МГ.
Аналогичная программа на 2016-2020 гг., принятая Правлением ПАО «Газпром» в октябре 2015 г., уже полностью разработана на основе методологии управления техническим состоянием и целостностью и направлена на поддержание надежной и безопасной эксплуатации более 170 тыс. км линейной части ГТС ПАО «Газпром». По итогам заседания всем ГТО поручено при формировании годовых планов по диагностированию и капитальному ремонту линейной части МГ использовать программу в качестве основы. Однако не все ГТО эксплуатируют подведомственные им МГ в равных условиях, и в зависимости от региональных природно-климатических и инженерно-геологических особенностей достоверность оценки технического состояния МГ с применением только стандартных методов диагностирования (ВТД) ощутимо варьируется.
Таблица. Динамика изменения показателей ожидаемого ущерба, вероятности отказа и технического состояния на участках внедрения Table. Dynamics pattern of expected losses indicators, failure probability and the technical state in the areas of implementation
Показатель Indicator Фактический в 2010 г. Actual for 2010 Плановый на 2013 г. Planned for 2013 Фактический в 2013 г. Actual for 2013 Плановый на 2015 г. Planned for 2015 Целевой к 2020 г. Target up to 2020
Удельный техногенный риск, тыс. руб./кмтод Specific technology-related risk, th. RUB/km year 260,0 94,8 94,6 68,6 12,5
Вероятность отказа Failure probability 0,864 0,358 0,358 0,315 0,010
Протяженность МГ с РМГ<0,06, % MGP length with РМГ<0,06, % 60 70 70 80 -»100
P МГ 0,0597 0,0565 0,056 0,0384 0,06
Ссылка для цитирования (for citation):
Лазарев C.A., Пульников C.A., Сысоев Ю.С. Диагностирование протяженных пространственно-деформируемых участков магистральных газопроводов в системе управления техническим состоянием и целостностью ПAO «Газпром» // Tерритория «НЕФTЕГAЗ». 201б. № 4. С. 106-114. Lazarev S.A., Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S. Diagnosing of extended spatially deformed sections of gas pipelines in the technical state and the integrity management system of Gazprom PJSC (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 4, pp. 106-114.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
Полученные за период 2011-2015 гг. положительные результаты (табл.) характеризуют эффективность применения [2] только на участках газопроводов с подобными (схожими) условиями эксплуатации:
• инженерно-геологические условия I или II категории сложности, в которых техническое состояние МГ в основном обуславливается степенью поврежденности его стенки и дефектностью сварных соединений;
• набор способов диагностирования и методов оценки технического состояния, указанных в [2, 4], достаточен для расчета комплексного показателя технического состояния РМГ, используемого при планировании очередности ремонта.
Для МГ, эксплуатируемых в инженерно-геологических условиях III категории сложности, оценка технического состояния только с применением ВТД не всегда является достаточной. Это означает, что для корректного переноса основных положений методики [2] на МГ, эксплуатируемые в сложных грунтовых условиях, необходимо либо провести дополнительные исследования на характерных участках, либо разработать методику оценки технического состояния МГ, позволяющую корректировать РМГ с учетом результатов, получаемых методами диагностирования, не указанными в [2, 4], но требуемыми при указанных условиях эксплуатации. Ключевым регионом, в котором широко распространены инженерно-геологические условия III категории сложности, является Западная Сибирь, где на территории Ямало-Ненецкого, Ханты-Мансийского АО и Томской области сосредоточено более 70% разведанных запасов газа в России. Более 65% трассы эксплуатируемых МГ в приведенных областях проложено по болотам, обводненным участкам, а также по территории с распространением многолетнемерзлых грунтов. Негативные гидрогеологические и деградационные процессы в указанных условиях (заболачивание, подъем грунтовых и поверхностных вод, суффозия, морозное пучение и т.п.) приводят на этапе эксплуатации к непредсказуемым пространственным деформациям и перемещениям МГ с
повреждением изоляции, балластирующих конструкций, грунтовой защиты (обвалования), а также к ускорению развития коррозии. Ежегодно в системе МГ «Заполярное -Уренгой», «Комсомольское - Сургут -Челябинск», «Уренгой - Челябинск» и «СРТО - Омск» инженерно-техническая служба (ИТЦ) ООО «Газпром трансгаз Сургут» методами визуального и инструментального контроля фиксирует участки МГ с отклонениями от проектного положения общей протяженностью от 5 до 10 км [5]. Несмотря на относительно малую суммарную долю (менее 5%) от общей протяженности ГТС, наблюдаемые участки с отклонениями являются только видимыми локальными проявлениями скрытого в грунте сложного процесса изменения пространственного положения МГ. Деформированные участки, фиксируемые на поверхности, образуются по трассе в грунтах с низкой защемляющей способностью и служат компенсаторами избыточных напряжений при продольном и поперечном перемещениях подземной части МГ, а также при его растяжении (удлинении) и сжатии. Также отмечено, что в последующее десятилетие для Западной Сибири многими климатическими и геологическими моделями прогнозируется повышение среднегодовой температуры, рост стока рек, доли озер и общей площади заболоченности, а негативные геологические процессы, обусловленные потеплением, предположительно будут гораздо резче выражены, чем это наблюдалось ранее [6]. Это напрямую отразится на динамике сезонных изменений вдольтрассовых грунтовых условий от северной крио-литозоны до регулярно подтопляемых районов средней части региона, что обусловит переход к особо сложному и опасному периоду для эксплуатации линейной части системы МГ [7-11]. Таким образом, в настоящий и прогнозируемый периоды участки МГ, эксплуатируемые в сложных инженерно-геологических условиях, являются потенциально опасными с точки зрения развития неконтролируемых пространственных деформаций и перемещений, что необходимо учитывать при оценке и прогнозировании их технического состояния. Однако, как было указано
выше, долгосрочное планирование в рамках действующего нормативного обеспечения СУТСЦ преимущественно базируется только на информации о фактическом техническом состоянии участков трассы МГ, получаемой по результатам диагностирования с помощью ВТД и по значению РМГ. Одной из причин принятия подобных решений является отсутствие в методике расчета РМГ параметров оценки и прогнозирования изменения пространственного положения участков МГ и связанного с этим процессом учета изменения их НДС. Таким образом, на протяженных пространственно-деформируемых участках МГ, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях, результаты комплексной оценки технического состояния могут привести к неэффективному планированию очередности диагностирования и капитального ремонта. На рисунке 1 приведен пример планирования программы капитального ремонта на 2016-2020 гг. методами СУТСЦ для МГ протяженностью 50 км по результатам оценки показателя РМГ его участков, не учитывающего наличие или потенциальную возможность развития пространственных деформаций и перемещений линейной части МГ. Программа предполагает вывод участков в ремонт в два этапа: 1-я очередь (2016-2017 гг.) - участки, характеризующиеся наибольшими из рассчитанных по трассе МГ значениями РМГ; 2-я очередь (2018-2019 г.) - участки, характеризующиеся значениями РМГ>0,06 и не вошедшие в 1-ю очередь. Участки МГ с 1-го по 4-й, с 11-го по 16-й, с 22 по 26-й км трассы характеризуются значениями РМГ в пределах целевого диапазона от 0 до 0,06 и не планируются к выводу в ремонт до 2020 г. Участки МГ с 8-го по 10-й, с 36-го по 39-й км характеризуются наибольшими значениями РМГ и запланированы к выводу в ремонт по 1-й очереди. Участки МГ с 5-го по 7-й, с 17-го по 21-й км запланированы к выводу в ремонт по 2-й очереди. На всех указанных участках не зафиксировано пространственных деформаций или перемещений линейной части, и применение показателя РМГ в качестве критерия при планировании очередности ремонта эффективно.
108
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PIPELINES EXPLOITATION AND REPAIR
ПРИМЕРАМИ НЕЭФФЕКТИВНОГО ПЛАНИРОВАНИЯ ОЧЕРЕДНОСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА (рис. 1) СЛУЖАТ УЧАСТКИ:
• с 27-го по 29-й км: участок запланирован к выводу в капитальный ремонт по 2-й очереди, однако по причине наличия пространственных деформаций и перемещений действительное значение РМГ значительно превышает расчетное, и следовало запланировать капитальный ремонт на более ранний период;
• с 30-го по 35-й, с 40-го по 50-й: неучет при планировании наличия пространственных деформаций и перемещений на 33-35, 44-46 км привел к тому, что ремонтные работы на этих участках не будут проводиться вплоть до 2020 г., и наряду с увеличенным риском возникновения отказов через пять лет потребуется больше затрат на их восстановление, чем на текущий момент планирования. Для повышения эффективности диагностирования пространственно-деформируемых участков МГ авторами была поставлена цель разработать методику оценки технического состояния, объектом применения которой является МГ, подверженный пространственным деформациям и перемещениям, находящийся в «эксплуатационном» положении, которое в комплексе с результатами внутритрубной дефектоскопии и в зависимости от привнесенных мер и параметров оценки для определения РМГ должно быть охарактеризовано по категориям СУТСЦ как «исправное», «неисправное» или «предельное». Разработка методики проведена в три этапа:
1) разработка математической модели кривой участка газопровода, позволяющей по данным системы мониторинга проводить сравнительный анализ пространственного положения в различные периоды;
2) разработка и расчет параметров оценки перемещений и деформаций участка газопровода в зависимости от конструктивных особенностей и режима работы системы мониторинга пространственного положения;
3) разработка методики оценки технического состояния пространственно-деформируемых участков газопровода, содержащей классификацию категорий состояний, применяемых в СУТСЦ.
0,24 0,22 0,20 0,18 0,16 0,14 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00
планирование проведено: v - эффективно; * - неэффективно
РМГИ Не планируется до 2020 г. Планируется в 2018-19 г. ■ Планируется в 2016-17 г.
V | V | V | у/ \ У/ I V I X I X I v I
/
Id
■il
M
I км
0 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 4749
Рис. 1. Пример планирования программы капитального ремонта МГ на основе значений комплексного показателя технического состояния РМГ: 1 - целевой уровень РМГ; 2 - значение РМГ на рассматриваемом километре; 3 - действительное значение РМГ с учетом деформаций и перемещений МГ
Fig. 1. Example of overhaul program planning for MGP based on the values of the technical state integrated indicator of РМГ: 1 - target level of РМГ; 2 - value of РМГ for the kilometer under consideration; 3 - actual value of РМГ considering deformations and displacements of MGP
На первом этапе потребовалось разработать математическую модель кривой трубопровода, где в качестве исходных данных используется набор координат х-, у-, z-маркеров, располагаемых вдоль трубопровода и отождествляемых с фиксированными точками на его верхней образующей. С учетом особенностей систем мониторинга пространственного положения, применяемых в ПАО «Газпром» (неавтоматизированная тахеометрическая съемка), для реализации модели кривой положения трубопровода авторами предлагается способ, основанный на теории сплайнов. Искомая кривая отождествляется с линией верхней образующей трубопровода, положение которой описывается в виде радиус-вектора с координатами, аппроксимированными кубическим сглаживающим сплайном относительно заданного количества измеряемых точек (геодезических маркеров).
Применение сплайна обусловлено необходимостью проведения процедуры сглаживания ошибок, вносимых в результаты расчета погрешностью измерительных средств, которыми реализуется регистрация пространственных координат измеряемых точек. Сте-
пень сплайна обусловлена свойством, связывающим кубические сплайны с решением вариационной задачи о минимуме квадратичного функционала потенциальной энергии изгиба упругого стержня:
^тпах 1-П
Ф(уу)=а (1)
0 ¡-о
где w(i) - искомое аналитическое описание для соответствующей координаты 1'-й точки (х, у или z); pi - набор множителей, обуславливающих значимость и «вес» точки в процессе построения кривой; ш"(э) - искомая функция параметра э, используемого для описания зависимости соответствующей координаты; Щ - измеренные с контролируемой ошибкой значения координат соответствующей точки (х, у или z). Сглаживающий кубический сплайн имеет вид:
(б.-Б)3 (Б-Б.Л3
h2l s.-s и
1 [мг^-t)
h. '
(2)
где - смещение элемента сплайна, описывающего его положение между 1'-й точкой и 1'+1, 1=0,1, ..., п; э - значение параметра, используемого для
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
109
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
x,y,z(t) ■ /3 1 + 1 1 —г—Г
■ '\ ■ 4 VI ■ 2 \ V- т- —^ / — . К / Гч. |/ ! \ \ t2 \ М„ "Г* V 1 . N
1 3 . . к . . п
Рис. 2. Схема построения верхней образующей трубопровода для координат x, y, z в заданный момент времени t на участке с п точек измерений: 1 - точка измерений M; 2 - диапазон ошибки измерений aexp; 3 - положение верхней образующей в момент времени t1; 4 - в момент времени t1 Fig. 2. The diagram of outer generation lines of the pipe construction for the coordinates x, y, z at a given time t at section with n points of measurement: 1 - M measuring point; 2 - oexp range of measurement errors; 3 - position of the outer generation line at time t1; 4 - at the moment of time t1
описания кривой; т. - неизвестные коэффициенты сплайна; hM.-l._j, 1=1, ..., п - расстояние между точками; р., 1=0,1,..., п - узловые значения, через которые проходит кривая сплайна на каждом элементарном отрезке. Координаты к_й точки М в q_й серии измерений для заданного момента времени t записываются в виде:
(3)
где хк(у - значение абсциссы к_й марки в q_й серии измерений в момент времени
Жестко закрепленные на трубопроводе геодезические маркеры физически отождествляются в пространстве и времени с постоянными точками на верхней образующей, поэтому номер измеряемой точки (маркера) может быть использован в качестве Лагранжевой координаты для описания и сравнения положения трубопровода в пространстве.
Сформулирован порядок построения сглаживающего сплайна, описывающего положение верхней образующей трубопровода в заданный момент времени, состоящий из двух этапов: 1) на первом этапе значения всех измеренных координат точек приводятся к значениям, соответствующим единому моменту времени, что позволяет решить задачу исполнимости программы мониторинга на участках, где в силу
производственных или инженерно-геологических условий невозможно обеспечить постоянную скорость, строгую последовательность или равную периодичность между сериями измерений. Определяются координаты х, у, z для любой точки в произвольно задаваемый момент времени ^ т.е. на данном этапе становится известен радиус-вектор Гк^)=(хк00, ук(Ц, 2к(Ц) для всех измеряемых точек; 2) на втором этапе осуществляется построение пространственно-временной линии верхней образующей диагностируемого трубопровода (рис. 2). Получив на этапе приведения результатов мониторинга к единому времени набор координат гк(Ц, порядок построения сглаживающего сплайна для к=0,1, ..., п, где п+1 - число измеряемых точек на наблюдаемом участке трубопровода, будет предполагать следующую последовательность:
1) выявляется закладываемая в исходные данные ошибка измерений оехр;
2) проводится построение нормированных переменных:
ZiW-zit) „(t)
(4)
3) на основе подбора параметра сглаживания для каждой из координат проводится построение сглаживающего сплайна.
В результате выполнения приведенной последовательности получено аналитическое описание пространственно-временной линии положения верхней образующей диагностируемого трубопровода:
^ЬФА^^^^ф^). (5)
Таким образом, решена задача разработки модели, позволяющей описывать пространственно-временное положение верхней образующей трубопровода неограниченной протяженности в любых производственных условиях без строгих требований к периодичности и способам регистрации данных.
На следующем этапе разработан способ сравнения пространственного положения трубопровода в разные периоды мониторинга для получения оценочных параметров. Представление верхней образующей трубопровода в виде кубического пространственно-временного сплайна позволяет получить выражения для оценки общей протяженности диагностируемого участка в произвольный момент времени, длины любого его отрезка между измеряемыми точками и изменений формы кривой в пространстве.
Для определения длины кривой в заданном 1-м сечении и моменте времени используется выражение:
1(1) = ^(х'к)2+(у'к)Ч(2'к)^к, (6)
где
х(кД)=х0+хтахфД)-
-Х'к(кд)фф'х(^) . (7)
Полученные аналитические выражения, используемые для описания поведения пространственно-временной кривой верхней образующей трубопровода, позволяют в произвольный момент времени оценивать изменения положения каждого отдельного сечения трубопровода и получать целиком его форму. Для описания формы верхней образующей в заданный момент времени t ее точка представлена в виде радиус-вектора (рис. 3):
PIPELINES EXPLOITATION AND REPAIR
f(k,t)=(x(k,t), y(k,t), z(k,t)),
(8)
где ее положение определяется числом к=[0; п], совпадающим с номером точки: первая измеряемая точка к=0, последняя - к=п.
Получены выражения для практического определения параметров оценки изменения пространственного положения, наиболее полно характеризующих перемещения и деформации трубопровода во времени:
1) изменение абсолютной длины диагностируемого участка трубопровода во времени. Оценка проводится при i=const по выражению:
L(t)=/lrk(k,t)|dk=/V(x'k)4(y;)4(z'/dk, (9)
где i - параметр, определяющий положения точки на кривой; при t=const рассчитывается абсолютная длина кривой в заданный момент времени; 2) абсолютное удлинение диагностируемого участка трубопровода:
AlrW-Uy,
(10)
Чр=(8*),
(11)
(12)
M^y^t)
Mk(w„t)
• M„(w„t)
MiOVYA't) /А(гх) ^^ У/ ^^^^
r(n,t)
r(l,t) У
Рис. 3. Форма пространственно-временной кривой верхней образующей, полученная по точкам, представленным в виде радиус-вектора
Fig. 3. Form of spatiotemporal outer generation line obtained by the points shown as the radius vector
где ^ - момент времени, соответствующий начальному (базовому) положению кривой, а t - момент времени, соответствующий положению кривой, которое необходимо сравнить с базовым;
3) продольное перемещение заданных точек трубопровода. Оценивается по отношению к аналогичным точкам, соответствующим базовому положению кривой в момент времени
Чрр=(*Л (13)
где 5(Ц=?(кД)-?(кД0) - вектор пространственного перемещения во времени точки трубопровода; п- единичный вектор, перпендикулярный к базовой кривой для заданного сечения к (рис. 4):
ДУ
п--к|Л ' ы (14)
глад (14)
Таким образом, разработан способ оценки перемещений и деформаций протяженных участков трубопровода по данным, продуцируемым системой
мониторинга пространственного положения, позволяющий:
• проводить сравнительный анализ пространственного положения трубопровода в различные периоды мониторинга;
• рассчитывать параметры перемещений и деформаций с привязкой к любому сечению трубопровода относительно произвольного момента времени.
На завершающем этапе проведен расчет НДС трубопровода при изменении параметров оценки его пространственного положения с помощью модели продольно-поперечного изгиба в упругопла-стической грунтовой среде. Результаты
где о^)=г(кД)-г(кД0) - вектор пространственного перемещения во времени заданной точки трубопровода; х - единичный касательный вектор к базовой кривой для заданного сечения к (рис. 4):
4) поперечное перемещение заданных точек трубопровода. Оценивается по отношению к аналогичным точкам, соответствующим базовому положению кривой в момент времени
A
"k r(k,t)
I nnp s \ \ \ ___ J
t\ X — n r(Vi \
» » ----- I ' 11'
Рис. 4. Схема оценки поперечных и продольных перемещений точек диагностируемого трубопровода
Fig. 4. Evaluation diagram of the transverse and longitudinal displacements of points of the pipeline under diagnosis
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
111
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 5. Кусочно-заданный показатель поврежденности от избыточных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями
Fig. 5. The defined indicator of damage from excessive stresses resulted by movements and deformations
расчетов применены для получения зависимостей между величинами комплексного показателя технического состояния трубопровода и удлинения участка продольных и поперечных перемещений.
Комплексный показатель технического состояния Р при отсутствии избы-
к.п.т.с. г
точных напряжений оценивается по:
P =1-(1-P ),
к.п.т.с. 4 в.т.д.''
(15)
P =1-(1-P )(1-P ),
к.п.т.с 4 в.т.д.' 4 Ъ'
(16)
где Рвтд - показатель поврежденности трубопровода, рассчитываемый по результатам ВТД; (1-Р ) - показатель работоспособности по критерию поврежденности стенки коррозионными дефектами, характеризующий распределение количества коррозионных дефектов и степень их опасности. Поскольку при диагностировании участка трубопровода с помощью технологий ВТД и мониторинга пространственного положения его техническое состояние оценивается по не зависящим друг от друга параметрам, то для сопоставления их результатов и расчета Рк п тс применена теорема о вероятности одновременного появления двух независимых событий. В указанном случае необходимо скорректировать показатель работоспособности по критерию поврежденности от коррозионных дефектов с помощью его произведения на показатель работоспособности по критерию избыточных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями участка:
о".<о" А.
mm экв Ь Ь
-ri V
RjiTi
kX
<oIV
где р - показатель поврежденности от избыточных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями участка трубопровода. Выражение (16) позволяет рассчитывать Ркптс одновременно с учетом результатов ВТД и мониторинга пространственного положения. Далее проведено ранжирование величин избыточных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями участка трубопровода, и распределение значений Р по категориям технического состояния, применяемым в СУТСЦ: при РЕ«0,03 - «исправное» состояние; при 0,03<РЕ«0,06 - «неисправное работоспособное» состояние; при 0,06<РЕ«0,3 - «неработоспособное ремонтопригодное» состояние; при РЕ»0,3 - предельное («неработоспособное-неремонтопригодное») состояние.
В качестве значений эквивалентных напряжений, соответствующих границам РЕ при выборе категории, выбраны диапазоны:
• «исправное» состояние -
при значениях эквивалентных напряжений более значения расчетного предела прочности и менее нормативного предела текучести (нагрузка на трубопровод превышает допустимую расчетную, однако не вызывает необратимых изменений в стенке трубопровода);
• «неработоспособное ремонтопригодное» - R2< о^^: при значениях эквивалентных напряжений более значения нормативного предела текучести и менее значения предела прочности;
• предельное («неработоспособное-неремонтопригодное») - о^в>Р1: при значениях эквивалентных напряжений более значения предела прочности, где р - предел прочности стали, Па; р -предел текучести стали, Па; т - коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории участка; к1 -коэффициент надежности по материалу; к1н - коэффициент надежности по ответственности участка.
Таким образом получены три граничных значения для показателя поврежденности от избыточных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями участка трубопровода, и три значения напряжений, соответствующих этим границам. Для определения значения РЕ для произвольного напряжения сг™в применена линейная кусочно-заданная функция:
РЕ=0,03 foIV -aIv. экв min ;aIV<aIV e^"1; (17) ' mm max 4 '
R,m aIV
k.k "т,п 1 H
р=0,03 k,k тах 1+ I," Rjtri kaM R, m TW _ (18)
„ R,-o:
Р =0,06+0,24 I тах
IL-R.'^0^.
(19)
при значениях эквивалентных напряжений более минимально возможных и менее значения расчетного предела прочности;
•«неисправное работоспособное» -
Графическое отображение вида зависимости кусочно-заданной функции приведено на рисунке 5. Порядок расчета Ркптс для произвольного участка трубопровода: 1) для рассматриваемого участка трубопровода задаются диаметр, толщина стенки, внутреннее давление,
112
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PIPELINES EXPLOITATION AND REPAIR
-40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 U,mm W=0 мм W=300 мм W=600 мм
Рис. 6. Зависимость максимальных эквивалентных напряжений от заданных величин перемещений и деформаций для участка L=160 м
Fig. 6. The dependence of the maximum equivalent stresses from the specified displacements and deformations values for the section of L=160 m
начальная и конечная температура, предел прочности и предел текучести трубопроводной стали, показатель поврежденности, полученный по результатам ВТД;
2) проводится расчет значений кольцевого и продольного напряжений для полностью защемленного прямолинейного участка:
"род (D2-(D-2ÔJ2) 4 1
_ 2P(D-2ÔJ2 a«i=(D2-(D-2ÔJ2)'
U; (20)
кон наЧ'
(21)
0,20
0,15
0,10
0,05
-40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 U,MM W=0 MM W=300 MM -a- W=600 мм
Рис. 7. Зависимость комплексного показателя технического состояния от заданных величин перемещений и деформаций для участка L=160 м
Fig. 7. The dependence of the integrated technical state indicator from the specified displacements and deformations values for the section of L=160 m
дится сбор параметров перемещений и деформаций для заданного временного периода: удлинение участка, продольные и поперечные перемещения;
4) для каждого из параметров оценки изменения пространственного положения определяется величина дополнительных продольных напряжений во всех опасных сечениях;
5) рассчитываются значения суммарного дополнительного продольного напряжения (в точке растяжения и точке сжатия):
ED
а ,.=а —
ДОП.1,1 пр,1 Рп
Гх\
+о
ппр'
ED
доп,2,1 np,i 2 О ППР
■XV
(22)
(23)
где оп|И - дополнительные продольные напряжения от продольных перемещений в 1'-м сечении, МПа; о . - допол-
ппр,' "
нительные продольные напряжения от поперечных перемещений в >м сечении, МПа;
6) проводится оценка наибольшего и наименьшего значений дополнительных продольных напряжений среди всех рассчитанных:
3) по результатам мониторинга пространственного положения рассматриваемого участка трубопровода прово-
ст =max(o о „.);
доп,тах * доп,1,1 доп,2,1'
о . =min(o о „.);
доп,т1п * доп,1,1 доп,2,1'
(24)
(25)
7) проводится оценка величины эквивалентных напряжений с выбором наибольшей:
|о +а -а )г+а 2+(а +а V, ,
прод Д°п'тах "И 4 прод доп,тах' (26)
1о +о . -а )2+а 2+(о +а Гр , ,
прод доп,тт кц/ кц * прод доп,тт/ (27)
о^-тах^о?); (28)
8) проводится расчет показателя поврежденности от дополнительных напряже-
ний, обусловленных перемещениями и деформациями участка трубопровода, и
комплексного показателя технического
состояния.
Далее приведен пример расчета ком-
плексного показателя технического
состояния для произвольного участка трубопровода D=1,22 м при заданных
параметрах оценки изменения его пространственного положения: удлине-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
113
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
ния участка, продольных и поперечных перемещений. Получены зависимости максимальных эквивалентных напряжений и комплексного показателя технического состояния от величин перемещений и деформаций (рис. 6-7).
Таким образом, предлагаемая авторами методика позволяет корректировать комплексный показатель технического состояния МГ по критерию, обусловленному фиксируемыми пространственными перемещениями и деформациями, и
при необходимости «встраиваться» в методику СУТСЦ для формирования программ диагностирования и ремонта пространственно-деформируемых участков МГ, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях.
References:
1. R Gazprom 2-2.3-691-2013. The formation procedure of technical diagnostics and repair programs for the linear part of main gas pipelines UGSS of Gazprom JSC [Metodika formirovanija programm tehnicheskogo diagnostirovanija i remonta ob'ektov linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov ESG OAO «Gazprom»].
2. R Gazprom 2-2.3-692-2013. The formation regulation of technical diagnostics and repair programs for the linear part of main gas pipelines UGSS of Gazprom JSC[Reglament formirovanija programm tehnicheskogo diagnostirovanija i remonta ob'ektov linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov ESG OAO «Gazprom»].
3. Alimov S.V., Nefedov S.V., Milko-Butovsky G.A., Kuganova I.N. Optimization of long-term planning of diagnostics and repair of the linear part of main gas pipelines in the technical state and integrity management system of the GTS of Gazprom [Optimizacija dolgosrochnogo planirovanija diagnostiki i remonta linejnoj chasti magistral'nyh gazoprovodov v Sisteme upravlenija tehnicheskim sostojaniem i celostnost'ju GTS OAO «Gazprom]. Vesti gazovoj nauki = News of gas science, 2014, No. 1 (17), P. 5-12.
4. STO Gazprom 2-2.3-292-2009. The rules the technical state diagnosis of the main gas pipelines as a result of pig inspection [Pravila opredelenija tehnicheskogo sostojanija magistral'nyh gazoprovodov po rezul'tatam vnutritrubnoj inspekcii]. M., 2009.
5. Karnaukhov M.Yu., Lazarev S.A., Pulnikov S.A., Sysoev Yu. S. Study of the operating position formation for long sections of Urengoy - Chelyabinsk MGP under the complex hydrogeological conditions [Issledovanie processa formirovanija jekspluatacionnogo polozhenija protjazhennyh uchastkov MG «Urengoj - Chelyabinsk» v slozhnyh gidrogeologicheskih uslovijah]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2015, No. 5 (724), P. 53-58.
6. Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S., Karnaukhov M.Yu., Lazarev S.A. Problems of geotechnical monitoring systems implementation in the gas transport system facilities of Gazprom JSC [Problemy vnedrenija sistem geotehnicheskogo monitoringa na ob'ektah gazotransportnoj sistemy OAO «Gazprom»]. Geotehnika = Geotechnics, 2014, No. 5, P. 77-83.
7. Aleskerova Z.Sh., Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S., Kazakova N.V. Effectiveness evaluation of geotechnical monitoring of main gas pipelines on the quality of information produced [Ocenka jeffektivnosti geotehnicheskogo monitoringa magistral'nyh gazoprovodov po kachestvu produciruemoj informacii]. Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft'i gaz = Proceedings of the higher educational institutions. Oil and gas, 2015, No. 3, P. 81-86.
8. Markov Ye.V., Pulnikov S.A., Sysoev Yu.S. Analysis of standard procedures for calculating the defrosting depth of permafrost under pipelines [Analiz tipovyh metodik rascheta glubiny protaivanija vechnomerzlyh gruntov pod truboprovodami]. Sovremennye problemy nauki i obrazovanija = Modern problems of science and education, 2015, No. 1-1, P. 142.
9. Markov Ye.V., Pulnikov S.A., Gerber A.D. Problems of the boundary conditions determination for thermal interaction simulation between the «hot» pipelines with permafrost soils [Problemy zadanija granichnyh uslovij pri modelirovanii teplovogo vzaimodejstvija «gorjachih» truboprovodov s mnogoletnemerzlymi gruntami]. Fundamental'nye issledovanija = Basic Research, 2015, No. 2-10, P. 2106-2110.
10. Pulnikov S.A. Interaction vibration loaded main gas pipelines with the surrounding soils [Vzaimodejstvie vibronagruzhennyh magistral'nyh gazoprovodov s okruzhajushhimi gruntami]: diss. ... Candidate of Sciences (Engineering). Tyumen, 2007, 173 pp.
11. Gorvenko A.I., Vagner V.V., Pulnikov S.A. Surveys results for interaction of vibration loaded underground main gas pipelines with the surrounding soils [Rezul'taty issledovanij vzaimodejstvij vibronagruzhennyh magistral'nyh podzemnyh gazoprovodov s okruzhajushhimi gruntami]. Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft' i gaz = News of higher educational institutions. Oil and gas, 2007, No. 4, P. 73-77.
Литература:
1. Р Газпром 2-2.3-691-2013. Методика формирования программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ ОАО «Газпром».
2. Р Газпром 2-2.3-692-2013. Регламент формирования программ технического диагностирования и ремонта объектов линейной части магистральных газопроводов ЕСГ ОАО «Газпром».
3. Алимов С.В., Нефедов С.В., Милько-Бутовский Г.А., Курганова И.Н. Оптимизация долгосрочного планирования диагностики и ремонта линейной части магистральных газопроводов в Системе управления техническим состоянием и целостностью ГТС ОАО «Газпром // Вести газовой науки. 2014. №1 (17). С. 5-12.
4. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции. М., 2009.
5. Карнаухов М.Ю., Лазарев С.А., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Исследование процесса формирования эксплуатационного положения протяженных участков МГ «Уренгой - Челябинск» в сложных гидрогеологических условиях // Газовая промышленность. 2015. № S (724). С. 53-58.
6. Пульников С.А., Сысоев Ю.С., Карнаухов М.Ю., Лазарев С.А. Проблемы внедрения систем геотехнического мониторинга на объектах газотранспортной системы ОАО «Газпром» // Геотехника. 2014. № 5. С. 77-83.
7. Алескерова З.Ш., Пульников С.А., Сысоев Ю.С., Казакова Н.В. Оценка эффективности геотехнического мониторинга магистральных газопроводов по качеству продуцируемой информации // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2015. № 3. С. 81-86.
8. Марков Е.В., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Анализ типовых методик расчета глубины протаивания вечномерзлых грунтов под трубопроводами // Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1-1. С. 142.
9. Марков Е.В., Пульников С.А., Гербер А.Д. Проблемы задания граничных условий при моделировании теплового взаимодействия «горячих» трубопроводов с многолетнемерзлыми грунтами // Фундаментальные исследования. 2015. № 2-10. С. 2106-2110.
10. Пульников С.А. Взаимодействие вибронагруженных магистральных газопроводов с окружающими грунтами: дисс. ... канд. техн. наук. Тюмень, 2007. 173 с.
11. Горковенко А.И., Вагнер В.В., Пульников С.А. Результаты исследований взаимодействий вибронагруженных магистральных подземных газопроводов с окружающими грунтами // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2007. № 4. С. 73-77.
