Прогрессивная система мониторинга состояния магистрального газопровода при эксплуатации в особых условиях Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

УДК 62-75

© А.В. Рудаченко, С.В. Дрягин, 2013

ПРОГРЕССИВНАЯ СИСТЕМА МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ В ОСОБЫХ УСЛОВИЯХ

Проведен анализ возможных причин разрушения магистральных газопроводов. Отмечено, что одним из основных факторов снижения их надежности является изменение напряженно-деформированного состояния по причине внешних воздействий, связанных с изменением проектного положения трубопроводов. Проанализированы возможные методы контроля и мониторинга внешних воздействий и методы расчета последствий данных воздействий. Предложен метод количественной оценки текущего технического состояния трубопровода на основе современных методов численного программирования. Ключевые слова: магистральный газопровод, грунтовые условия, напряженно-деформируемое состояние, геодезическое позиционирование, аэродинамический мониторинг, внешние воздействия, эквивалентные поверхностные напряжения.

Общая протяженность магистральных газопроводов, эксплуатируемых компанией ООО «Газпром трансгаз Томск» в Сибири и Дальнем Востоке, составляет более 7000 км. Магистральные газопроводы «Газпром трансгаз Томск» проложены по территории 12 регионов РФ, при этом трасса газопровода проходит по сельскохозяйственным угодьям, болотам и заболоченным территориям, по территории районов со сложными сейсмическими характеристиками, карстовыми образованиями, пересекает реки и озера, автомобильные и железные дороги.

На всем протяжении трассы происходит или может происходить перемещение грунта, при этом условия работы магистрального газопровода могут резко измениться и привести к поперечному разрыву от растягивающих напряжений или к потере устойчивости с образованием гофр от сжатия [1-2].

Рис. 1. География трассы ООО «Газпром трансгаз Томск»

23,20%

Рис. 2. Основные причины аварий на магистральных трубопроводах за 2006 -2010 гг.

Согласно Государственному докладу «О состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр РФ в 2010 г.» основными причинами аварий на магистральных трубопроводах в течение 2006 -2010 гг. стали внешние воздействия, в том числе аварии, возникшие по причине движения грунтовых масс (рис. 2).

Проблема повышения надежности и безопасности трубопроводного транспорта, за счет расчета его напряженно-деформированного состояния (НДС), является одной из наиболее актуальных задач как для нашего Общества, так и для нефтегазовой промышленности в целом. Особую трудность представляет обеспечение надежности подземных трубопроводов, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях. Массовые случаи появления участков в непроектном положении не только повышают опасность разрушения трубопроводов, но и требуют огромных финансовых затрат на их устранение, что естественно понижает экономический потенциал нефтегазотранспортных предприятий и страны в целом.

ООО «Газпром трансгаз Томск» проводится работа по созданию современного и объективного способа мониторинга состояния МГ, эксплуатируемых в сложных инженерно-геологических условиях. При этом проводится анализ уже существующих способов мониторинга, оценка погрешностей расчетных характеристик, рассматриваются различные варианты комбинирования и адаптации способов мониторинга для нашего Общества. Результатом является разработка рекомендаций по разгрузке газопроводов от чрезмерных напряжений.

Для оценки технического состояния МГ в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-095-2007 «Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов» проводится комплекс диагностических работ, выполняемых при плановом диагностировании (табл. 1).

Одним из основных критериев для рассматриваемой системы мониторинга состояния МГ является значение напряженно-деформированного состояния участка газопровода.

Таблица 1

Структурная схема комплекса диагностических работ на МГ

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ РАБОТ МГ

Обнаружение дефектов геометрии и нарушения сплошности стенки трубы Обследование состояния изоляционного покрытия и средств ЭХЗ Выявление утечек газа Обследование состояния трассы МГ

Обследование трубопроводной арматуры Обследование структурных элементов МГ Оценка НДС Обследование ГРС

СПОСОБЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ МГ

Внутритрубная диагностика МГ Наземные обследования, обследования переходов МГ через преграды Обследования МГ в шурфах Аэрокосмические обследования МГ

ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ

Магнитные, ультразвуковые и другие методы обнаружения потери металла Электрометрия Ультразвуковой, магнитный, акустический и др. методы дефектоскопии Тепловая, инфракрасная, лазерная, радиолокационная съемка МГ

Профилеметрия Магнитометрия Толщиномет-рия, твердомет-рия, методы исследования химсостава и структуры Лазерные и тепловые методы обнаружения утечек газа

Геодезическое позиционирование Радиолокация Магнитные, акустические, тен-зометрические методы определения НДС

Водолазное обследование, эхолотирова-ние, гидролокация и др. Радиолокация сварных швов

Визуально-оптический метод

Расчет и оценка НДС магистрального трубопровода проводится обычно в двух случаях.

Во-первых, на особо ответственных участках МГ, требующих постоянного контроля (компрессорные станции, станции охлаждения газа, сложные дюкерные и надземные переходы, подземные участки газопроводов, расположенные на льдистых веч-номерзлых грунтах и т.п.). На этих участках для диагностики создаются автоматизированные системы телеметрического комплекса для получения информации о действительных условиях эксплуатации трубопровода и его взаимодействии с окружающей средой (рис. 3).

Во втором случае проводят измерение механических напряжений (деформаций) и перемещений участков линейной части магистральных газопроводов, находящихся в непроектном положении. Причем под непроектным положением в этом случае понимается явное изменение положения газопровода, что уже приводит к большому объему восстановительных работ (рис. 4).

Рис. 3. Установка датчиков для измерения НДС на технологической обвязки КС

Рис. 4. Подсадка и балластировка всплывшего участка магистрального газопровода

Таким образом, если в первом случае никаких вопросов не возникает, то во втором есть значительные недоработки.

Любое, даже незначительное перемещение подземного трубопровода сопровождается аналогичным перемещением грунта на поверхности земли. Поэтому расчет и оценку деформаций целесообразно проводить на ранней стадии смещения трубопровода относительно проектного.

Для обследования трассы МГ и выявления таких участков в настоящее время согласно табл. 1 используются следующие методы обследования:

• геодезическое позиционирование;

• визуально-оптический метод;

• аэрокосмический мониторинг.

Прогрессивным источником получения объективной информации о состоянии МГ являются аэрокосмические методы мониторинга, которые используются для получения информации о взаимодействии МГ с окружающей средой, его текущем состоянии, данных об окружающем ландшафте и его влиянии на состояние МГ.

Рис. 5. Схема технологии обследования линейной части магистрального газопровода

Как видно из рис. 5, результатом обследования является итоговый отчет, который содержит следующие данные:

• состояние трассы магистрального газопровода;

• результаты аудита текущих работ на трассе магистрального газопровода;

• перечень выявленных участков с непроектным положением трубы;

• результаты контроля состояния режимов охранных зон;

• материалы картографирования трассы магистрального газопровода;

• рекомендации по эксплуатации.

В данном случае нас интересует перечень выявленных участков с непроектным положением трубы. На основе полученных данных мы имеем возможность локализовать проведение расчетов на конкретных выявленных потенциально опасных участках магистрального газопровода.

Исследованию проблемы напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов посвящено немало трудов, однако расчет напряжений в них ведется по СНиП 2.05.06-85* и другим нормативно-техническим документам. При этом физико-механические характеристики грунтов принимают как постоянные величины, что приводит к большим погрешностям в вычислениях, так как с изменением температуры окружающего воздуха происходит значительное изменение физико-механических свойств грунтов. Поэтому расчет НДС проводим, учитывая именно изменение физико-механических свойств грунтов.

Расчет напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода в нашем случае включает следующие основные этапы:

• анализ условий прохождения трассы газопровода;

• расчет напряженно-деформированного состояния и оценка прочности газопровода при помощи программных продуктов, с учетом изменения температуры окружающей среды и физико-механических характеристик грунта;

• разработка рекомендаций по разгрузке газопроводов от чрезмерных напряжений.

Анализируя прохождение газопроводов по заболоченным территориям, следует отметить, в соответствии с [3, 4], наличие как стандартных нагрузок (вес трубопровода, вес грунта на трубопровод, реакция грунта на деформацию трубопровода, внутреннее рабочее давление и перепад температуры эксплуатации и замыкания трубопровода при строительстве) так и нестандартных, обусловленных изменением физико-механических характеристик грунта.

С учетом этого расчет напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода, работающего в нестандартных условиях, должен учитывать:

• неоднородность грунтовых условий по длине трубопровода и их возможное изменение;

• реальный продольный профиль трубопровода, составленного из прямолинейных труб и кривых выпуклых и вогнутых вставок;

• возможность изменения и перераспределения нагрузки на трубопровод в зависимости от деформации самого трубопровода и грунта;

• воздействие давления перекачиваемой среды и температурные напряжения.

Для анализа условий прохождения трассы используется проектная и исполнительная документация газопровода. В качестве примера нами проведен расчет НДС на участке магистрального газопровода (рис. 6).

По результатам исследования составляется следующий комплект данных:

• абсолютные отметки;

• инженерно-геологические характеристики трассы, в т.ч. типы грунтов с указанием их несущей способности;

• глубина заложения трубы и высота засыпки грунта;

• радиусы и углы поворота гнутых и сварных отводов;

• характеристика труб с указанием диаметра и толщины стенки;

• категории участков трубопровода.

Трубопровод подземный может быть наиболее точно рассчитан только с учетом совместных деформаций трубы и окружающего грунта. Всякий иной расчет является приближенным, условным.

Масштаб:

горизонтальный 1:2000 вертикальный 1:100 геологический 1:100

Инженерно-геологическая хар-ка

Тип болот по проходимости Угодья

Техническая хар-ка укладки труб Категория участка трубопровода

(1 торф сильно

юразложившиися

(2 суглино

1инок мягкопластичныи

углинок тугопластичныи

_

О 1020х12 13Г1С-У (КЕ0) ТУ 14-158-153-05 III категории I I категория 1_=286 м

Условные обозначения

Консистенция суглинков

мягюооластичная

Рис. 6. Профиль трассы участка магистрального газопровода

Метод расчета подземного трубопровода по своей сути есть слияние метода расчета протяженной металлической балки, произвольно расположенной в пространстве, с методами расчета основания трубы по предельным состояниям (рис. 7). Значимость обоих слагаемых равнозначна, так как при отсутствии должного уровня разработки одного из методов результат страдает в той же степени. Лишь сплав взаимно качественных методов может дать необходимый для практики эффект - повышение надежности трубопровода за счет расчета его напряженно-деформированного состояния.

ТА

Метод расчета протяженной трубчатой металлической балки

Метод расчета

основания трубы

по предельным состояниям

Рис. 7. Алгоритм расчета подземного газопровода

Расчет протяженной трубчатой металлической балки производится методом конечных элементов [5]. Сущность метода состоит в аппроксимации исследуемого тела некоторой моделью, которая представляет собой совокупность элементов с конечным числом степеней свободы. Эти элементы взаимосвязаны только в узловых точках, куда прикладываются фиктивные силы, эквивалентные поверхностным напряжениям, распределенным по границам элементов (рис. 8, а). В качестве конечного элемента принимается прямолинейный стержень в виде балки трубчатого сечения с заглушками по концам (рис. 8, б). Длина элемента в зависимости от ряда условий может колебаться от 1-2 до 100 диаметров трубы. Криволинейные участки трубопровода заменяются совокупностью прямых, являющихся хордами сектора. Линейный элемент находится в среде (грунте) с двусторонними продольно-поперечными связями под воздействием температурного перепада и внутреннего давления. Внешние усилия, если таковые имеются, прикладываются по концам элемента. Кроме того, для каждого элемента можно считать, что продольные перемещения элемента от поперечных нагрузок равны нулю [6].

Для расчета основания трубы по предельным состояниям инженеры ООО «Газпром трансгаз Томск» разработали систему взаимодействия «грунтовый массив - магистральный газопровод» (рис. 9).

м +

4

в

в

к#

Рис. 8 Схемы применительно к расчету подземного трубопровода

Взаимодействие грунтовый массив - магистральный газопровод

Условия залегания

Состав и свойства грунтов

Поземные воды

Процессы

Рельеф

1

А

Конструктивные особенности Глубина заложения Виды нагрузок Допустимые деформации -осадки

Способ производства работ Близлежащие инжeнq)ныe сооружения

Л

Инженерно-геологическая модель

Расчетная модель основами

Рис. 9. Разработка моделей для расчета основания трубы

Для составления расчетной модели основания и численного моделирования НДС трубопроводов мы использовали программный комплекс Ansys [5] (рис. 10).

а

б

Рис. 10 Модель участка трубопровода с окружающим грунтом (фрагмент)

Это позволило нам, используя те или иные модели материала конструкции, определять напряжения и деформации элементов конструкции. А затем, на основе анализа поля напряжения, устанавливать наиболее опасное сечение в зависимости от свойств материала и условий работы конструкции. И, в конечном итоге, разработать рекомендаций по разгрузке газопроводов от чрезмерных напряжений.

На рис. 10 представлены результаты расчета и численного моделирования для рассматриваемого участка, где наглядно изображены участки с повышенной концентрацией напряжений.

Для проверки работоспособности рассматриваемой системы мониторинга, согласно [7, 8] нами были проведены измерения величины деформации на рассматриваемом участке газопровода.

Измерения проводились при помощи многоканальной системы мониторинга деформации и температуры (рис. 11).

Основной задачей системы является постоянный мониторинг и обнаружение температурных колебаний и опасных деформаций на участках трубопроводов, в фермах мостов, опорах ЛЭП, несущих балках, и других сферах, где основными требованиями являются высокие качество, надежность, точность и искро- и пожа-робезопасность.

Основные преимущества:

• измерение абсолютных, а не относительных величин;

• оптоволоконные датчики не требуют электрического питания (за исключением блока обработки);

• непрерывный мониторинг в реальном времени состояния контролируемого объекта;

• непрерывное отображение в реальном времени состояния контролируемого объекта на экране монитора;

Е1ВЯЯ. КМ* ~Д<Я

Рис. 11. Мониторинг нагруженного и температурного состояния инженерных и промышленных объектов

• большая удаленность датчиков от места установки спектрометра;

• высокая чувствительность системы;

• независимость показаний датчиков от сезона (зима, лето) и погодных условий (дождь, ветер, град и т. д.);

• устойчивость датчиков и линий связи к радиационным помехам и ионизирующим излучениям;

• устойчивость к электромагнитным помехам — грозовые разряды, источники мощных электромагнитных излучений и т. д.;

• устойчивость к влиянию различных паразитных параметров: скачков мощности оптического излучения, неконтролируемым потерям мощности в каналах связи, потерям на коннекторах и т.д.;

• высокая электроизоляционная прочность датчиков и линий связи датчик-спектрометр;

• отсутствие электрических сигналов в канале связи датчик-спектрометр и как следствие взрыво- и пожаробезопасность;

• возможность использовать стандартный телекоммуникационный оптоволоконный кабель в каналах связи;

• долговечность оптоволоконных кабелей линий связи - отсутствие коррозии.

Измерения показали незначительное отклонение расчетных данных, порядка 1-1,5 м по пикетажу. В настоящий момент мы работаем над уменьшением погрешности в вычислениях.

Таким образом, предлагаемая система мониторинга состояния МГ при эксплуатации в особых условиях сочетает в себе новейшие разработки в области аэрокосмического мониторинга, численного моделирования, расчета, оценки и измерения НДС, что позволяет уже на начальном этапе развития изменений проводить анализ, прогнозировать дальнейшее развитие ситуации и принимать меры по устранению выявленных отклонений.

В результате сочетания рассматриваемой системы мониторинга применительно к ЛЧ МГ и уже существующих способов оценки НДС, используемых на особо ответственных участках МГ, требующих постоянного контроля, мы получаем возможность прогнозировать появление критических напряжений и, как следствие, вести непрерывный контроль за уровнем деформации на всех объектах ООО «Газпром трансгаз Томск».

Все это способствует повышению надежной, долговечной и безаварийной эксплуатации магистральных газопроводов, что соответственно повышает экономический потенциал, как нашего Общества, так и страны в целом.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бородавкин П.П., Сунарчин А.Х. Строительство магистральных трубопроводов в сложных условиях. - М.: Недра, 1965. - 215с.

2. Димов Л.А. О применении основных положений механики грунтов к расчету подземных трубопроводов // Газовая промышленность. 1995. - №5 - С. 33-34.

3. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. М.:ИЦ «ЕЛИМА», 2004. - 1104 с.

4. Морозов В.Н. Магистральные трубопроводы в сложных инженерно-геологических условиях. - Л.: Недра, 1987 - 121с.

5. Чигарев А.В., Кравчук А. С., Смалюк А.Ф. Ansys для инженеров: Справ. пособие. - М.: - Машиностроение-1, 2004 - 512 с.

6. Чичелов В.А., Запиров Р.М. и др. Расчет напряженно-деформированного состояния трубопровод, эксплуатируемых в сложных условиях, в нелинейной постановке - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 80 с.

7. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. - М.: Недра, 1967. - 119 с.

8. Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении / ВНИИГАЗ. М., 1986. - 43 с.