CC BY
66СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ОРГАНИЗАЦИИ МОНИТОРИНГА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
УДК 621.643
Д.М. Ляпичев, к.т.н., ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, РФ), d.lyapichev@oeg.gazprom.ru Б.Л. Житомирский, к.т.н., профессор, ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, РФ),
oeg@oeg.gazprom.ru
В статье обосновывается необходимость оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов при мониторинге их технического состояния. Рассматриваются расчетный, экспериментальный и расчетно-экспериментальный методы оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов, показываются их достоинства и недостатки. На основании результатов натурных исследований делается вывод, что при оценке напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов необходимо учитывать влияние нагрузок и воздействий на них на всех этапах жизненного цикла трубопроводов. Описываются современные методы оценки планово-высотного положения объектов: GNSS-позиционирования и лазерной дальнометрии. Приводятся результаты исследования возможности их применения на объектах ПАО «Газпром».
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МОНИТОРИНГ, ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ, РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ МЕТОД, НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ, ПРЕДЕЛЬНОЕ СОСТОЯНИЕ.
Lyapichev D.M., Ph.D. in Engineering, Orgenergogas, OJSC (Moscow, RF), d.lyapichev@oeg.gazprom.ru Zhitomirsky B.L., Ph.D. in Engineering, Professor, Orgenergogas, OJSC (Moscow, RF), oeg@oeg.gazprom.ru
Modern approaches to the organization of monitoring of stress strain behavior of process pipelines and compressor plants
The article supports the necessity to assess the stress strain behavior of process pipelines when monitoring of their technical state is carried out. Calculation, experimental and calculation and experimental methods of the assessment of the stress strain behavior of process pipelines are reviewed. Their advantages and disadvantages are also presented. Based upon the results of these field observations, it is concluded that when assessing the stress strain behavior of process pipelines it is necessary to account for the influence of loads and effects upon them at all stages of the pipeline life cycle. Modern methods of the assessment of planned-high-altitude positions of facilities, such as GNSS positioning and laser distance measurement, are described. The study's results and the feasibility of their application at Gazprom, PJSC's facilities are presented.
KEY WORDS: MONITORING, TECHNICAL STATE, CALCULATION AND EXPERIMENTAL METHOD, STRESS STRAIN BEHAVIOR, LIMIT STATE.
Магистральные газопроводы являются сложнейшими сооружениями, условия эксплуатации которых сугубо специфичны. Опыт эксплуатации компрессорных станций магистральных газопроводов свидетельствует о том,что при проектировании технологических трубопроводов невозможно учесть все нагрузки и воздействия, которым подвергается в процессе эксплуатации металл труб и соединительных деталей. При этом неучтенные нагрузки зачастую приводят к переходу газопроводов в предельное состояние.
Как следствие, обеспечение требуемого уровня безопасности технологических трубопроводов на протяжении всего срока эксплуатации возможно только путем их системного диагностического обслуживания, а максимальная эффективность такого обслуживания может быть достигнута за счет использования непрерывного автоматизированного мониторинга.
В настоящее время существует множество систем непрерывного мониторинга параметров состояния комплекса «окружающая среда - трубопровод - перекачиваемый продукт», которые, по заявлениям производителей, позволяют оценить техническое состояние газопроводов и предотвратить возможное наступление их аварийных отказов. Однако единая классификация
таких систем отсутствует, а методологическая база их применения до конца не разработана.
Так как действующие в течение последних 50 лет нормы проектирования регламентируют расчет на прочность газопроводов по предельному состоянию, очевидно, что целесообразность и эффективность применения различных систем мониторинга следует определять на основании анализа возможности оценки с их помощью факта наступления различных предельных состояний.
Для большинства предельных состояний трубопроводов существуют общепризнанные критерии, характеризующие условия их наступления. Как видно из табл. 1, для точной оценки возможности перехода в любое из возможных предельных состояний необходима достоверная оценка напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода.
Кроме того, при оценке НДС должны определяться значения всех компонентов тензоров напряжений (деформаций), что
Таблица 1. Типы предельных состояний (за исключением аварийных) [1]
Наименование Описание Критерий и условие перехода
ПО1 Разрушение при статическом нагружении а > а экв в
ПО2 Развитие недопустимых пластических деформаций аэкв > а02
ПО3 Общая или местная потеря устойчивости а > а экв кр
ПД1 Возникновение циклического разрушения в мало- или многоцикловой области Да > Да,, экв Nc И ДР.
ПД2 Возникновение хрупкого разрушения К>Кс и др.
ПД3 Развитие трещин механического или коррозионно-механического характера J>JC, К > Kscc И др.
О - эквивалентное напряжение, Па; О - временное сопротивление, Па; СТ - ЭКв в и2 условный предел текучести, Па; Окр - критическое напряжение, Па; Доэкв- размах эквивалентных напряжений, Па; ДОц- допускаемый размах эквивалентных напряжений, Па; К- коэффициент интенсивности напряжений, Па-м1/2; Кс - критический коэффициент интенсивности напряжений, Па-м1/2; К -критический коэффициент интенсивности напряжений при испытаниях в среде, Па-м1/2; /- /-интеграл, Дж/м2; Jc- критическое значение ./-интеграла, Дж/м2.
наглядно иллюстрируют выражения для расчета широко применяемых критериев - эквивалентного напряжения по теории Губера - Мизеса - Генки и инвариантного З-интеграла [2, 3]:
1
о»^- °г)2 + (°2 - Оз)2 + (а3 - о,)2;
3 = 1г (ю ёу - Т -4 ¿з), (2)
где о^ о2, о3 - главные напряжения, Па; Г - произвольный замкнутый контур, охватывающий вершину трещины; Т; = о,уп1 -компонента единичного вектора внешней нормали к элементу контура ёБ; / = 1...3;у = 1...3; и: - компонента вектора перемещений; ю - плотность энергии деформации, определяемая по формуле:
(1)
ю
Г
= 1 о
У У
(3)
где о у - компоненты тензора напряжений, Па; Еу - компоненты тензора деформаций. Деформации - безразмерная величина, так как они относительные, а не абсолютные величины.
В настоящее время оценка НДС конструкций выполняется расчетным, экспериментальными и расчетно-экспериментальными методами.
Расчетный метод основан на аналитическом или численном решении систем дифференциальных уравнений механики деформируемого твердого тела [2]. При этом расчетная схема трубопровода включает как минимум следующие данные:
• о геометрической форме не-нагруженного трубопровода;
• о свойствах применяемых материалов;
• о нагрузках и воздействиях на трубопровод.
При расчетной оценке НДС эти данные берутся из проекта и не всегда точно соответствуют фактическим,вследствие чего данный метод применяется, как правило, только при проектировании и экспертизе проектов.
В отличие от расчетного метода расчетно-экспериментальный метод основан на использовании данных, полученных в результате натурных измерений планово-
высотного положения трубопроводов, оценки режимов и условий их нагружения. Также в процессе расчетно-эксперимен-тальной оценки НДС расчетная схема трубопровода корректируется до достижения максимального соответствия результатов расчета НДС локальных областей результатам его экспериментальной оценки в этих областях.
Среди экспериментальных методов оценки НДС трубопроводов необходимо выделить тензометрию, магнитные и акустические методы.
К методам экспериментальной оценки НДС также могут быть отнесены методы оценки планово-высотного положения трубопровода, так как компоненты тензора деформации неразрывно связаны с относительными смещениями точек тела следующим выражением:
Е = 1 (¿4 + М (4)
Еу 2 Ц ёх/1 где х/ - координатные оси, / = = 1.3, у = 1.3.
Среди современных методов оценки планово-высотного поло-
э
жения трубопроводов необходимо выделить позиционирование с использованием спутниковых (GNSS) технологий. Сущность данного метода состоит в том, что в непосредственной близости от объекта контроля устанавливается базовая (референсная) станция, координаты которой известны, а на сам объект контроля устанавливается приемник сигнала (рис. 1), связанный беспроводным каналом связи с базовой станцией. Приемник принимает сигнал со спутников, определяет свое положение и уточняет его, связываясь с базовой станцией.
К преимуществам данного метода следует отнести возможность оперативного увеличения числа точек контроля, отсутствие необходимости прямой видимости между объектом контроля и базовой станцией, возможность определения абсолютных координат точки контроля. Недостатками данного метода являются невозможность мониторинга объектов внутри укрытий, зданий и сооружений, необходимость установки дорогостоящей
базовой станции, а также зависимость точности определения координат от погодныхусловий и видимости спутников.
Тем не менее натурные исследования, проведенные специалистами СУ «Леноргэнергогаз» ОАО «Оргэнергогаз» на объектах ПАО «Газпром», показали, что погрешность определения координат точек поверхности
надземных трубопроводов данным методом не превышает 5 мм, что позволяет оценить НДС с необходимой для практических задач точностью.
Не менее привлекательной для мониторинга изменения планово-высотного положения трубопровода является технология лазерной дальнометрии, реализованная в современных
Рис. 1. GNSS-приемник, установленный на верхнюю образующую технологического трубопровода
Рис. 2. Роботизированный тахеометр, установленный на компрессорной станции при проведении исследований по оценке возможности его применения для мониторинга технологических трубопроводов
роботизированных тахеометрах (рис. 2) и лазерных сканерах.
Преимуществом данной технологии является высочайшая точность определения координат (до 1 мм), а также возможность контроля любой визуально доступной точки поверхности объекта. Кроме того, применение лазерной дальнометрии позволяет не только оперативно увеличивать количество точек контроля, но и делать это без значимого увеличения стоимости всей системы. Недостатком данного метода является необходимость визуального контакта точки измерения и тахеометра (лазерного сканера), а также отсутствие на рынке приборов, стабильно работающих в условиях экстремальных температур, характерных для отдельных объектов ПАО «Газпром».
Еще одним методом оценки планово-высотного положения трубопроводов является контроль состояния их опорной системы, в частности углов наклона опор с применением трехосевых инклинометров. На рис. 3 представлен элемент такой системы, разработанной СУ «Кубаньоргэнергогаз» ОАО «Оргэнергогаз» и успешно внедренной в производство.
Переходя к рассмотрению тензометрии, нельзя не отметить, что эта технология позволяет достигнуть максимальной точности оценки деформированного состояния металла, однако и она не лишена недостатков.
На объектах ПАО «Газпром» нашли применение следующие типы тензометрических датчиков:
• тензорезистивные датчики;
• струнные датчики;
• волоконно-оптические датчики на решетках Брэгга;
• протяженные волоконно-оптические сенсоры.
Тензорезистивные датчики имеют малую базу, что позволяет монтировать розетки из трех датчиков на небольшой площадке и оценивать все компоненты деформаций, определять величину и направление главных напряжений.
Классические тензорезистивные датчики применяются на объектах ПАО «Газпром» уже несколько десятилетий. Они использовались в первых интеллектуальных вставках [4], установленных в 2001 г. на нагорном участке магистрального газопровода «Россия - Турция». К настоящему времени накоплен значительный опыт эксплуатации датчиков такого типа, однозначно свидетельствующий о том, что они обладают высокой точностью и надежностью.
К недостаткам тензорезистив-ных датчиков следует отнести необходимость их электропитания, высокую чувствительность к внешним электромагнитным полям, необходимость защиты от внешних механических воздействий, а также вывода отдельного канала связи на каждый датчик.
Струнные датчики обладают всеми недостатками тензорези-стивных датчиков, кроме того, они имеют сложную конструкцию, низкую стойкость к воздействию влаги и грунтового электролита.
Датчики данного типа имеют большую базу, что не позволяет устанавливать их в кольцевом
Рис. 3. Система контроля наклона опор
направлении и определять все необходимые компоненты деформации.
Волоконно-оптические датчики на решетках Брэгга лишены недостатков тензорезистивных и струнных датчиков. Они обладают точностью, соизмеримой с тензорезистивными датчиками, имеют малую базу измерений, что также позволяет делать из них розетки (рис. 4). При этом они не требуют электропитания, не чувствительны к внешним электромагнитным полям, на один волоконно-оптический кабель может быть установлено несколько датчиков.
Тем не менее системы на базе волоконно-оптических технологий не лишены недостатков: при относительно низкой цене самих датчиков вторичное оборудование обладает существенной стоимостью.
Несмотря на относительную молодость данной технологии, уже имеется положительный опыт применения датчиков такого типа на объектах ПАО «Газпром» в составе
систем мониторинга технического состояния [5], а в настоящее время осуществляются монтаж и пусконаладка систем мониторинга на базе интеллектуальных вставок с волоконно-оптическими датчиками на газопроводе-отводе «Чусовой - Березники - Соликамск» и на Южно-Европейском магистральном газопроводе.
Существенным недостатком тензометрии является тот факт, что любой тензометрический датчик позволяет определить только ту деформацию, которая происходит после его монтажа. В то же время НДС металла труб изменяется на всех этапах жизненного цикла трубы,начиная от момента проката листа:
а = а '+ Да ''+ Да '
V и V V
'+ Да
(5)
где аУу - текущее напряженное состояние в локальной области металла; а У - исходное напряженное состояние металла трубы,обусловленное технологией производства проката и труб; Да(у" - изменение напря-
женного состояния при монтаже трубопровода; Даи"' - изменение напряженного состояния при испытаниях газопровода; Даи"" - изменение напряженного состояния под действием эксплуатационных нагрузок и воздействий.
Как видно из формулы (5), если тензометрические датчики будут приклеены/приварены после проведения строительно-монтажных работ, точность экспериментальной оценки напряженного состояния будет определяться
Рис. 4. Розетка из волоконно-оптических датчиков на решетках Брэгга
суммой а Да- ' . Чем она больше, тем ниже точность итоговой оценки НДС с помощью тензоме-трических датчиков.
В 2003-2004 гг. при эксплуатации системы мониторинга на базе интеллектуальных вставок в составе 4-й нитки Камского перехода (газопровод «Уренгой -Центр 1», резерв) было выявлено, что в отдельных сечениях труб продольные напряжения после сварки трубопровода и до начала его эксплуатации достигали 120 МПа, при том что суммарные продольные напряжения при эксплуатации не превысили 250 МПа.
Таким образом, если бы монтаж тензометрических датчиков осуществлялся после сварки трубопровода, ошибка оценки продольных напряжений превысила бы 40 %.
Рассматривая системы мониторинга на базе протяженных волоконно-оптических сенсоров,
нельзя не отметить, что монтаж этого типа тензометрических датчиков возможен только после завершения сварочно-монтаж-ных работ, что является существенным, но не единственным их недостатком.
Протяженные сенсоры не позволяют определить все компоненты деформации в точке (локальной области), так как измеряют осредненную на базе 0,5-1,0 м деформацию волоконно-оптического кабеля, являющегося их основой. Датчики этого типа монтируются поверх защитного антикоррозионного покрытия труб, что может привести к возникновению значительной погрешности измерений в случае отслоения этого покрытия. Частота опроса протяженных сенсоров значительно ниже, чем у датчиков на решетках Брэгга, что не позволяет использовать их для оценки воздействия перемен-
ных нагрузок, характерных для трубопроводов КС.
К достоинствам датчиков данного типа следует отнести отсутствие чувствительности к электромагнитным возмущениям, устойчивость их основного элемента - волоконно-оптического кабеля - к почвенной коррозии, возможность контроля усредненной деформации кабеля большой протяженности.
Переходя к критическому анализу акустических и магнитных методов, нельзя не отметить, что системы мониторинга, основанные на использовании данных методов, не нашли широкого применения на объектах ПАО «Газпром», так как реализующие их средства измерения при сопоставимой или меньшей точности, чем у средств тензометрии, имеют большую стоимость и меньшую надежность.
Тем не менее данные методы могут быть использованы для определения уровня напряжений в трубопроводах перед установкой тензометрических датчиков для оценки начального (базового) уровня напряжений, кроме того, они могут применяться в качестве дублирующего контроля.
Среди магнитных методов наибольшее распространение получил магнитно-шумовой [6]. К достоинствам данного метода относятся относительная оперативность измерения и невысокие требования к подготовке места измерения, а к недостаткам - необходимостьтарировоч-ных кривых для исследуемых материалов и значительная погрешность при низких уровнях напряжений.
Также за последние годы значительное развитие получили приборы, реализующие магни-тоанизотропный метод, тем не менее у данных приборов подтверждена только корреляция показаний прибора с величиной первого главного напряжения при одноосном напряженном
состоянии. В случае двухосного
напряженного состояния данные приборы позволяют оценить только разность первого и второго главных напряжений, но не их абсолютные значения.
Среди акустических методов необходимо выделить метод аку-стоупругости [7], позволяющий с высокой точностью оценить уровень и направление главных напряжений при двухосном напряженном состоянии,характерном для нагруженных трубопроводов. Недостатком данного метода является возможность оценки только усредненных по толщине стенки трубы напряжений.
Как видно из представленных результатов анализа различных методов экспериментальной оценки НДС трубопроводов, ни один из них не является совершенным, а главное, ни один из них не позволяет оценить НДС всего объекта, что обусловливает необходимость расчетно-экспе-риментальной оценки НДС технологических трубопроводов при мониторинге их технического состояния. При этом целесообразно комплексное применение нескольких экспериментальных методов оценки НДС.
Определение пространственного положения надземных трубопроводов предпочтительно осуществлять методами GNSS-позиционирования и лазерной дальнометрии, а для оценки НДС подземных трубопроводов в локальных областях применять тензометрию. В качестве дублирующих методов контроля, а также для оценки базового уровня напряжений целесообразно применение магнитных и акустических методов.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. Для непрерывного автоматизированного мониторинга технического состояния технологических трубопроводов необходимо применять системы, позволяющие однозначно определять переход трубопровода в возможные предельные состояния.
2. Системы мониторинга технического состояния технологических трубопроводов должны реализовывать расчетно-экс-периментальную оценку их напряженно-деформированного состояния.
3. При оценке напряженно-деформированного состояния тех-
нологических трубопроводов необходимо учитывать влияние нагрузок и воздействий на всех этапах жизненного цикла трубопроводов.
4. Для достоверной оценки напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов необходимо осуществлять контроль их фактического планово-высотного положения современными методами (контроль положения опор, лазерная дальнометрия, GNSS-позиционирование и др.).
5. При оценке напряженно-деформированного состояния локальных зон металла труб целесообразно применение волоконно-оптических тензо-метрических датчиков на базе решеток Брэгга.
6. Оптимальными являются тарировка и установка тензо-метрических датчиков на элементы трубопровода до проведения строительно-монтажных работ, в противном случае для определения начального уровня напряжений в металле труб при установке этого типа датчиков целесообразно использование дополнительных методов контроля. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. - Новосибирск: Наука, 2005. - 516 с.
2. Работнов Ю. Н. Механика деформируемого твердого тела. - М.: Наука, 1988. - 712 с.
3. Матвиенко Ю.Г. Модели и критерии механики разрушения. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006. - 328 с.
4. Патент РФ № 2247958, 28.03.2003. Прохожаев О.Т., Петров Н.Г., Егоров И.Ф. и др. Способ дистанционного контроля и диагностики состояния конструкции и инженерных сооружений и устройство для его осуществления // Патент России № 22479858. 2005. Бюл. № 7.
5. Ангалев А.М., Бутусов Д.С., Топилин А.В. Комплексный подход к решению проблемы коррозионного растрескивания под напряжением на трубопроводах компрессорных станций ОАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 4. - С. 52-60.
6. СТО Газпром 2-2.3-243-2008. Инструкция по проведению измерений напряжений в металле трубопроводов при использовании приборов, основанных на магнитошумовом методе. - М.: ИРЦ Газпром, 2009.
7. ГОСТ Р 52890-2007. Акустический метод контроля напряжений в материале трубопроводов. Общие требования. - М.: Стандартинформ, 2009.
REFERENCES
1. Makhutov N.A., Permyakov V.N. Resource of Vessel and Pipeline Safe Operation. - Novosibirsk: Science, 2005. - 516 p.
2. Rabotnov Yu.N. Deformable Solid Mechanics. - M.: Science, 1988. - 712 p.
3. Matvienko Yu.G. Fracture Mechanics Models and Criteria. - M.: FIZMATLIT, 2006. - 328 p.
4. Russian Federation Patent No. 2247958, March 28, 2003 / O.T. Prokhozhaev, N.G. Petrov, I.F. Egorov, et al. Method for Remote Control and Diagnostics of the Structure and Engineering Construction State and the Device for its Implementation // Russian Federation Patent No. 22479858. 2005. Bulletin No. 7.
5. Angalev A. M., Butusov D.S., Topilin A.V. Comprehensive Approach to Solving the Problem of Stress Corrosion Cracking in Pipelines of Gazprom, OJSC's Compressor Plants // NeftegazTerritory. - 2015. - No. 4 - P. 52-60.
6. Gazprom Company Standard 2.3-243-2008. Guidelines for Measuring Stresses in Metal of Pipelines when Using Devices based upon the Magnet and Noise Method. - M.: Information and Advertising Center of Gazprom, 2009.
7. GOST R 52890-2007. Evaluation of Stresses in Material of Pipelines by Ultrasound Method. General Requirements. - M.: Standartinform, 2009.
