image
energas.ru

Газовая промышленность № 11 2016

Ремонт и диагностика

01.11.2016 11:00 СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ОРГАНИЗАЦИИ МОНИТОРИНГА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
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.
Открыть PDF


1.jpg

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 наглядно иллюстрируют выражения для расчета широко применяемых критериев – эквивалентного напряжения по теории Губера – Мизеса – Генки и инвариантного J-интеграла [2, 3]:

 

1_1.jpg;            (1)

1_2.jpg,   (2)

где σ1, σ2, σ3 – главные напряжения, Па; Г – произвольный замкнутый контур, охватывающий вершину трещины; Ti = σijni – компонента единичного вектора внешней нормали к элементу контура ds; i = 1…3; j = 1…3;
ui – компонента вектора перемещений; w – плотность энергии деформации, определяемая по формуле:

1_3.jpg;           (3)

где σij – компоненты тензора напряжений, Па; eij – компоненты тензора деформаций. Деформации – безразмерная величина, так как они относительные, а не абсолютные величины.

4.jpg

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 ненагруженного 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-экспериментальной 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:

1_4.jpg,         (4)

где xi – координатные оси, i = 1…3, j = 1…3.

Среди современных методов оценки планово-высотного положения 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 погодных условий 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 роботизированных тахеометрах (рис. 2) и лазерных сканерах.

5.jpgПреимуществом 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 тензорезистивных 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 тензорезистивных датчиков, кроме того, они имеют сложную конструкцию, низкую стойкость к воздействию влаги и грунтового электролита.

Датчики данного типа имеют бόльшую базу, что не позволяет устанавливать их в кольцевом 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: 

σij = σij’+ Dσij’’+ Dσij’’’+ Dσij’’’’, (5)

где σij – текущее напряженное состояние в локальной области металла; σij’ – исходное напряженное состояние металла трубы, обусловленное технологией производства проката и труб; Dσij’’ – изменение напряженного состояния при монтаже трубопровода; Dσij’’’ – изменение напряженного состояния при испытаниях газопровода;
ij’’’’ – изменение напряженного состояния под действием эксплуатационных нагрузок и воздействий.

6.jpgКак видно из формулы (5), если тензометрические датчики будут приклеены/приварены после проведения строительно-монтажных работ, точность экспериментальной оценки напряженного состояния будет определяться суммой σij’+ Dσij’’. Чем она больше, тем ниже точность итоговой оценки НДС с помощью тензометрических 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-монтажных 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 переменных 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 бόльшую 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 – необходимость тарировочных кривых для исследуемых материалов и значительная погрешность при низких уровнях напряжений.

Также за последние годы значительное развитие получили приборы, реализующие магнитоанизотропный 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 акустоупругости [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-экспериментальной 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.

8.jpg 

Основные выводы

Для непрерывного автоматизированного мониторинга технического состояния технологических трубопроводов необходимо применять системы, позволяющие однозначно определять переход трубопровода
в возможные предельные со­стояния.

Системы мониторинга технического состояния технологических трубопроводов должны реализовывать расчетно-экспериментальную оценку их напряженно-деформированного состояния.

При оценке напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов необходимо учитывать влияние нагрузок и воздействий на всех этапах жизненного цикла трубопроводов.

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.).

При оценке напряженно-деформированного состояния локальных зон металла труб целесообразно применение волоконно-оптических тензометрических датчиков на базе решеток Брэгга.

Оптимальными являются тарировка и установка тензометрических 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.

 


Таблица 1. Типы предельных состояний (за исключением аварийных) [1]


Наименование

Описание

Критерий
и условие перехода

ПО1

Разрушение при статическом нагружении

σэкв ³ σв

ПО2

Развитие недопустимых пластических деформаций

σэкв ³ σ02

ПО3

Общая или местная потеря устойчивости

σэкв ³ σкр

ПД1

Возникновение циклического разрушения
в мало- или многоцикловой области

экв ³ DσNc 

и др.

ПД2

Возникновение хрупкого разрушения

KI ³ KIC

и др.

ПД3

Развитие трещин механического или коррозионно-механического характера

J ³ JC,

KI ³ KISCC

и др.

σэкв– эквивалентное напряжение, Па; σв– временное сопротивление, Па; σ02 – условный предел текучести, Па; σкр – критическое напряжение, Па; Dσэкв– размах эквивалентных напряжений, Па; DσNc  – допускаемый размах эквивалентных напряжений, Па; KI – коэффициент интенсивности напряжений, Па∙м1/2;
KIC – критический коэффициент интенсивности напряжений, Па∙м1/2; KISCC – критический коэффициент интенсивности напряжений при испытаниях в среде, Па∙м1/2; JJ-интеграл, Дж/м2; JC – критическое значение J-интеграла, Дж/м2.



2.jpg 3.jpg    7.jpg 



← Назад к списку