CC BY
35Суммирование чисел, стоящих в последней строке, дает в соответствии с (6) значение критической статистики Y(n) = 1,71.
В случае, если проверяемая гипотеза о нормальности распределения совокупности экспериментальных данных, из которой извлечена наша выборка, не противоречит имеющимся наблюдениям, критическая статистика Y(n) должна вести себя как %2(|-q-1) (в нашем случае q - количество степеней свободы, равное двум, %2(5)) и не должна превышать 5% -ной точ-
2 2 ки этого распределения % 0,05. Определив из таблиц [2] величину % 0,05 =11,07, следует
вывод о соответствии распределения прочностных характеристик образцов как случайных
2
величин нормальному закону распределения, поскольку Y(n) < % 0,05 (5).
По результатам исследований область перекрытия плотности распределения напряжений характеризует вероятность отказа (см. рисунок).
Для оценки надежности соединения полиэтиленовых трубопроводов определялся коэффициент запаса. Величина коэффициента запаса или коэффициента надежности при эксплуатации соединения трубопровода определялась по формуле
к = mU1 / mU2 , (7)
где mU и m^2 - математические ожидания показателей U1 и U2 как случайных величин.
Для соединений полиэтиленовых трубопроводов с помощью электромуфты по заданной методике коэффициент запаса равен k = 1,88.
Предложена методика оценки надежности соединения полиэтиленового трубопровода, позволяющая определить коэффициент запаса соединения.
Список литературы
1. Якубовская С.В. Теоретические основы повышения надежности полимерных газораспределительных и сборных сетей. Дис. докт. техн. наук. - Тюмень. - 2005.
2. Айвазян С.А., Мхитарян В.С. Прикладная статистика в задачах и упражнениях. - М.: НИТИ, 2001. - 272 с.
Сведения об авторах
Иванов В. А., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Сооружение и ремонт нефтегазовых объектов», Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452)41-70-25, е-mail: cafedra@ngas.ru
Ivanov V. A., Doctor of Technical Sciences, professor, Head of Department «Construction and repairs of oil-and-gas facilities», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 41-70-25, е-mail: cafedra@ngas.ru
Савченко Н. Ю., младший научный сотрудник, кафедра «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и хранилищ», Тюменский государственный нефтегазовый университет, e-mail: savchenkonyu @mail. ru
Savchenko N. Yu., junior scientific worker, Department «Construction and repair of oil and gas pipelines and storage facilities», Tyumen State Oil and Gas University, e-mail:savchenkonyu@mail.ru
УДК 681.518.54/622.691.486
СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СТЕНОК МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
А. И. Плаксин, Ю. К. Шлык
(Тюменский государственный нефтегазовый университет)
Ключевые слова: магистральный трубопровод, акустика, диагностика, спектр Key word: main pipeline, acoustics, diagnostics, spectrum
Современный мир находится в глубокой зависимости от углеводородов. Для транспортировки сырья от мест добычи до мест переработки и потребления создана разветвленная система трубопроводного транспорта [1,2]. Возрастающая с каждым годом потребность промышленности и энергетики в нефти и газе ведет к неуклонному увеличению протяженности сети магистральных трубопроводов.
62
Нефть и газ
№ 2, 2011
Добыча газа в России в 2009 году составила 575 миллиардов кубометров, а по прогнозу 2010 года должна составить 650 миллиардов кубометров. В вопросах развития газодобывающей отрасли обсуждается дальнейшее наращивание ежегодных объемов добычи газа и строительство протяженных газопроводов в новых направлениях через территории со сложными природно-климатическими условиями. В связи с этим остро встает вопрос о повышении надежности действующих магистральных трубопроводов и эффективного строительства новых.
Истории трубопроводного транспорта на территории Российской Федерации - более 60 лет. Основная часть современной системы магистральных трубопроводов сформировалась в 70 - 80 годы ХХ столетия. Средний срок службы трубопровода составляет 25-35 лет, таким образом, возраст некоторых участков магистральных трубопроводов на сегодняшний день превысил предельные нормативные значения [2].
Магистральный трубопровод в процессе эксплуатации подвергается колоссальной нагрузке со стороны транспортируемых сред, а также разрушающим воздействиям со стороны внешних сил. К концу нормативного срока службы трубопроводы находятся в изношенном состоянии. Большая часть повреждений и аварий на магистральных трубопроводах происходит из-за деформации труб, внутренней и наружной коррозии, провисов, оползневых нагрузок, усталостного и коррозионно-усталостного износа в зонах концентрации напряжений и т.д. [3]. Аварии приводят к серьезным экологическим катастрофам, а также к значительным материальным потерям стратегических предприятий [5,7,8].
Оценка и прогнозирование ухудшения состояния стенок магистральных трубопроводов производится во время проведения периодических диагностических работ. Чрезвычайно важным фактором при этом является выбор не только эффективного, но и экономически выгодного метода контроля трубопроводов [4].
По нашему мнению, исследования, связанные с усовершенствованием и разработкой методов для обнаружения нарушений герметичности стенок магистральных трубопроводов, являются важной и актуальной задачей.
На сегодняшний день широко применяются разнообразные методы диагностики состояния стенок магистральных трубопроводов [4,5]. Среди них: визуальный и измерительный контроль, электрометрические измерения, ультразвуковая толщеметрия и дефектоскопия, твердометрия , магнитная структуроскопия, вибродиагностический контроль и др. Развиваются методы радиографического и ферромагнитного контроля, методы магнитной памяти металлов и бесконтактной магнитометрии, акустические методы и другие [6, 7].
Магнитометрические методы диагностики традиционно требуют применения специальных снарядов-дефектоскопов, движущихся внутри трубы вместе с перемещающейся средой. Следует отметить высокую остаточную намагниченность металла после применения метода, оказывающую негативное влияние на эксплуатационную надежность трубопровода, а также необходимость дополнительного дефектоскопического контроля в поверочных шурфах. Метод не избирателен к типу дефектов. Особенностью магнитного метода является его чувствительность к локальным изменениям толщины стенки, что создает дополнительные трудности в интерпретации результатов. Также затруднена регистрируемость и интерпретируемость язвенных коррозионных поражений, дефектов сварных швов и трещиноподобных дефектов [4, 7].
Методы ультразвуковой диагностики широко применяются для изучения внутренних свойств материалов [3]. По полученным данным делаются выводы о состоянии металла, о наличии дефектов и трещин, их характере, размерах и местоположении. Метод обладает высокой селективностью распознавания характера дефектов. Однако на точность диагностики оказывают влияние не только геометрия и внутренняя структура контролируемого изделия, но и ориентация дефектов и форма исследующего пучка. Исследование трубопроводов данным методом проводится внутритрубно. Необходимость контакта излучателя с исследуемым объектом требует тщательной очистки полости трубопровода и присутствия жидкой среды в зоне установки искателя, что значительно усложняет метод [7].
Радиографический метод основан на способности рентгеновских и гамма-лучей проходить через материалы. Сопряжен со значительными техническими трудностями, в связи с чем, для контроля действующих трубопроводов почти не применяется. Метод получил широкое применение для контроля сварных стыков при строительстве и ремонте трубопроводов. Метод активно развивается, однако, на наш взгляд, является самым небезопасным для обслуживающего персонала[5].
№ 2, 2011
Нефть и газ
63
Вышеперечисленные методы исследования труб относятся к тестовым воздействиям, что требует не только наличия набора датчиков, но и мощных источников излучения, что значительно усложняет подобные комплексы и составляет большую часть их стоимости. Описанные методы ультразвукового и магнитоскопического обследования, наиболее распространены и требуют внедрения в полость трубы автономных снарядов-дефектоскопов. Внутритрубное вмешательство дает широчайший спектр информации о состоянии стенок трубопровода, однако, у него существует ряд недостатков технического и экономического плана. Крупногабаритный снаряд-дефектоскоп включает большое число датчиков и электронных систем. Для труб со значительной разницей внутренних диаметров необходимо применять различные снаряды. Техническая неготовность трубопроводов к внутритрубной диагностике может значительно затруднить прохождение снаряда. Высокая стоимость работ по подготовке трубопровода к обследованию, обусловленная необходимостью обустройства линейного участка камерами пуска-приема снаряда и предварительной очистки полости трубопровода, делает данные методы менее доступными [8].
В связи с рядом проблем, возникающих в процессе внутритрубной диагностики, целесообразным является выделение наиболее информативного и наименее затратного метода, не требующего проникновения в полость трубы. Метод бесконтактного контроля коррозионного состояния металла труб основан на регистрации собственного магнитного поля, генерируемого трубопроводом под действием динамико-механических нагрузок, вызванных движением среды. Изменение параметров магнитного поля может фиксироваться при эксплуатации трубопровода и отсутствии в нем среды. Подобные системы сложны и в значительной степени подвержены помехам [5, 7].
Несмотря на высокий уровень научно-технического развития нефтегазовой отрасли, из-за сложности и высокой стоимости доступных методов, основной объем мероприятий по обслуживанию трубопроводов ложится на наиболее дешевые и низкотехнологичные обследования [5]. Вместе с периодическим визуальным и измерительным контролем магистральных трубопроводов, для выявления дефектов изоляции труб от внешнего электрохимического воздействия проводят электрометрические измерения [8]. Малозатратные методы диагностических исследований для контроля состояния стенок трубопроводов должным образом не эффективны, что делает неизбежным применение дорогостоящих и технически сложных методов.
Нам представляется необходимой разработка и внедрение метода, отвечающего требованиям, как высокой диагностической эффективности, простоте реализации, низкой стоимости.
Среди функциональных методов неразрушающего контроля в настоящее время активно развиваются методы акустического обнаружения негерметичностей и дефектов стенки трубопровода [6]. Акустико-эмиссионный метод, является мощным техническим средством пассивного неразрушающего контроля и уже долгое время широко применяется для исследования запорно-регулирующей аппаратуры. Такие процессы, как рост трещин, разломы, несанкционированные включения, утечки нефти или газа и др. самостоятельно производят акустический сигнал, который по достижении датчиков может быть обнаружен и эффективно исследован [9]. Метод характеризуется отсутствием зависимости эффективности обнаружения дефектов от положения и ориентации объекта. Метод акустической эмиссии почти не имеет ограничений, связанных со свойствами и структурой материалов. Особенностью метода, ограничивающей его применение, является, в ряде случаев, трудность выделения полезных акустических сигналов на фоне помех, однако, специализированное программное обеспечение, создаваемое для обработки и интерпретации полученной информации, способно в полной мере компенсировать данный недостаток [8].
Очевидные преимущества метода заключаются в полном отсутствии вмешательства в процесс транспортировки среды введением внутритрубных снарядов или их вскрытием, применяемые датчики доступны и устойчивы к экстремальным условиям эксплуатации, а информативность регистрируемого сигнала достаточно высока.
На наш взгляд, акустический метод диагностики герметичности стенки магистрального трубопровода полностью удовлетворяет вышеизложенным требованиям и открывает широчайшие перспективы для дальнейшего развития.
Исследованиями в сфере акустики широко занимаются во многих передовых научных центрах. Среди них Институт научных исследований в области звука и вибраций Университета Саутгемптона в Великобритании; МГТУ им. Н. Э. Баумана; Сибирский федеральный университет; Физический факультет МГУ им. М. В. Ломоносова; Инженерный факультет
64
Нефть и газ
№ 2, 2011
Технологического института Блекинге и Факультет механики Королевского технологического института в Швеции; Акустический институт им. Н. Н. Андреева РАН; Институт общей физики им. А. М. Прохорова РАН; Институт прикладной физики РАН; Институт машиноведения РАН; НИИ измерительных систем в Нижнем Новгороде; Центр гидравлики трубопроводного транспорта АН Республики Башкортостан; Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г. В. Плеханова; Обнинский государственный технический университет атомной энергетики; Тюменский государственный нефтегазовый университет и многие другие [3, 6, 7].
Исследования в области акустического метода диагностики герметичности трубопроводов проведены в Тюменском государственном нефтегазовом университете [6, 9, 10]. Исследователями предложено для обнаружения негерметичности, регистрировать дополнительную высокочастотную компоненту, возникающую в спектре акустических шумов, вызванных движением среды. Причем в качестве канала передачи информации предложено использовать не только металл трубопровода, но и непосредственно ту среду, которая его заполняет, при этом факт возникновения негерметичности регистрируется по появлению в составе спектра акустических шумов дополнительной высокочастотной компоненты. Однако даже такой подход, на наш взгляд, не дает однозначного ответа на вопрос о взаимосвязи высокочастотных компонент в составе спектра акустических шумов с фактом возникновения «свища» в стенке трубопровода. Появление высокочастотных компонент может иметь и иные причины [3].
Мы твердо убеждены в необходимости дальнейшего развития методики изучения не-герметичностей, возникающих в процессе развития дефектов стенок магистральных трубопроводов. Опираясь на работы Б. М. Лапшина, Е. Д. Николаевой, А. В. Минеева, Л. П. Блиновой, А. Е. Колесникова, Л. Б. Лангаса, Г. Г. Петровой, В. Ф. Пыжьянова и других исследователей, а также отслеживая новейшие достижения акустики в других сферах, планируется продолжить работу в области изучения особенностей акустического метода диагностики магистральных трубопроводов, для дальнейшего усовершенствования.
Список литературы
1. Алиев Р. А., Немудров А. Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1988.
2. Шаммазов А. М. и др.: История нефтегазового дела России, М.: Химия, 2001.- 316 с.
3. Коллакот Р. Диагностика повреждений. - М.: Мир, 1989. - 512с.
4. Данель А. К. Дефектоскопия металлов. - М.: Металлургия, 1972.-303с.
5. Шумайлов А. С., Гумеров А. Г., Молдаванов О. И. Диагностика магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1992. - 251 с.
6. Способ диагностики трубопровода: Пат. 2241174 РФ: 7F 17D 5/05 / Ю. К. Шлык, И. А. Каменских. - Опубл. 27.11.04, Бюл. № 33.
7. Диагностика повреждений и утечек при трубопроводном транспорте многофазных углеводородов/ Под общей редакцией Ю. Д. Земенкова. - Тюмень: Вектор Бук, 2002. - 432 с.
8. Технические средства диагностирования. Справочник. Под общей ред. В. В. Клюева. - М.: Машиностроение, 1989. - 672 с.
9. Способ выявления и определения местоположения утечки в трубопроводах: Пат. 1715212 РФ, МКИ F17D5/00/В.А. Астафьев, Н. П. Гулидов, Л. И. Лебеда, В. Н. Матьков. - Опубл. 23.02.92. Бюл. №7.
10. Васильев Д. А., Шлык Ю. К. Диагностика герметичности магистрального газопровода // Вестник кибернетики. - Тюмень: Изд-во ИПОС РАН.- 2004. - № 3. - С. 121-124.
Cведения об авторах
Плаксин А. И., аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.: 89220723752; e-mail: vegavin88@gmail.com
Шлык Ю. К., д.т.н., профессор, Тюменский государственный нефтегазовый университет, тел.:(3452)48-61-16
Plaksin A. I., postgraduate student, Tyumen State Oil and Gas University, р^ж: 89220723752, e-mail: vegavin88@gmail. com
Shlyk J. K., PhD, professor, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 48-61-16
№ 2, 2011
Нефть и газ
