image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 4 2016

Эксплуатация и ремонт трубопроводов

01.04.2016 10:00 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.
Ссылка для цитирования: Лазарев С.А., Пульников С.А., Сысоев Ю.С. Диагностирование протяженных пространственно-деформируемых участков магистральных газопроводов в системе управления техническим состоянием и целостностью ПАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 106–114.
Открыть PDF


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 (PМГ<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.
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 PМГ, 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 PМГ 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 криолитозоны 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 PМГ.
Одной из причин принятия подобных решений является отсутствие в методике расчета PМГ 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 PМГ 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 PМГ; 2-я очередь (2018–2019 г.) – участки, характеризующиеся значениями PМГ>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 PМГ 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 PМГ 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 PМГ в качестве критерия при планировании очередности ремонта эффективно.
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 PМГ 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 PМГ 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.

106-114-r_1.pngНа первом этапе потребовалось разработать математическую модель кривой трубопровода, где в качестве исходных данных используется набор координат х-, y-, 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. Степень сплайна обусловлена свойством, связывающим кубические сплайны с решением вариационной задачи о минимуме квадратичного функционала потенциальной энергии изгиба упругого стержня:

\Phi(W)=\alpha \int\limits^{^S max}_0 {[W''(S)]}^2 ds+\overset{i=n}{\underset{i=0}{\Sigma p_i}}(w(i)-\overset{-}{w_i})^2,       (1)
где w(i) – искомое аналитическое описание для соответствующей координаты i-й точки (x, y или z); pi – набор множителей, обуславливающих значимость и «вес» точки в процессе построения кривой; w”(s) – искомая функция параметра s, используемого для описания зависимости соответствующей координаты; \overset{-}{w_i} измеренные с контролируемой ошибкой значения координат соответствующей точки (x, y или z).

Сглаживающий кубический сплайн имеет вид:

w^i(s)=m_{i-1}{(s_i-s)^3\over 6h_i}+m_i{(s-s_{i-1})^3\over 6h_i}+\left(\mu_{i-1}-m_{i-1}\frac{h_i^2}{6}\right)\frac{s_i-s}{h_i}+\left(\mu_i-m_i\frac{h_i^2}{6}\right)\frac{s-s_{i-1}}{h_i}.        (2)
где wi(s) – смещение элемента сплайна, описывающего его положение между i-й точкой и i+1, i=0,1, …, n; s – значение параметра, используемого для описания кривой; mi – неизвестные коэффициенты сплайна; hi=li–li-1, i=1, …, n – расстояние между точками; μi, i=0,1, …, n – узловые значения, через которые проходит кривая сплайна на каждом элементарном отрезке.

106-114-r_2.pngКоординаты k-й точки M в q-й серии измерений для заданного момента времени t записываются в виде:

Mkq=(xk(tkq), yk(tkq), zk(tkq)),        (3)
где xk(tkq) – значение абсциссы k-й марки в q-й серии измерений в момент времени tkq.
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 x, y, z для любой точки в произвольно задаваемый момент времени t, т.е. на данном этапе становится известен радиус-вектор \overset{\to}r_k(t)=(x_k(t),y_k(t),z_k(t)) 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 rk(t), порядок построения сглаживающего сплайна для k=0,1, …, n, где n+1 – число измеряемых точек на наблюдаемом участке трубопровода, будет предполагать следующую последовательность:

  1. выявляется закладываемая в исходные данные ошибка измерений σexp;
  2. проводится построение нормированных переменных:

\overset{\sim}x_k(t)=\frac{x_i(t)-x_0(t)}{x_m_a_x(t)},\overset{\sim}y_k(t) =\frac{y_i(t)-y_0(t)}{y_m_a_x(t)}, \overset{\sim}z_k(t)=\frac{z_i(t)-z(t)}{z_m_a_x(t)},       (4)

 

  1. 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:

\overset{\sim}w(t)=\phi_w(s_k)\to w(t)=w_0+w_m_a_x\phi_w\left(\frac{k}{n}\right)       (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 i-м сечении и моменте времени используется выражение:

l_i(t)=\int\limits^{i/n}_0 \sqrt {(x'_k)^2+(y'_k)^2+(z'_k)^2}dk,        (6)

где

x(k,t)=x_0+x_\text{max}\phi_x \left(\frac{k}{n}\right)\to x'_k(k,t)=\frac{x_\text{max}}{n}\phi'_x\left(\frac{k}{n}\right)        (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):

\overset{\to}r(k,t)=(x(k,t),y(k,t),z(k,t))        (8)

где ее положение определяется числом k=[0; n], совпадающим с номером точки: первая измеряемая точка k=0, последняя – k=n.

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_i(t)=\int\limits^{i}_0 l\overset{\to}r_k(k,t)|\int\limits^{i}_0\sqrt {(x'_k)^2+(y'_k)^2+(z'_k)^2}dk,       (9)

 

где i – параметр, определяющий положения точки на кривой; при t=const рассчитывается абсолютная длина кривой в заданный момент времени;

  1. абсолютное удлинение диагностируемого участка трубопровода:
    ∆li=li(t)-li(t0),        (10)

где t0 – момент времени, соответствующий начальному (базовому) положению кривой, а t – момент времени, соответствующий положению кривой, которое необходимо сравнить с базовым;


  1. продольное перемещение заданных точек трубопровода. Оценивается по отношению к аналогичным точкам, соответствующим базовому положению кривой в момент времени t0:
    \Delta l_\text{пр}=(\vec{\delta},\vec{\tau}),       (11)

где \vec{\delta}(t),\vec{r}(k,t)-\vec{r}(k,t_0) – вектор пространственного перемещения во времени заданной точки трубопровода;  \vec{\tau} – единичный касательный вектор к базовой кривой для заданного сечения k (рис. 4): 

\vec{\tau}=\frac{\vec{r}_k \' \ (k,t_0)}{|\vec{r}'_k(k,t_0)|};       (12)

  1. поперечное перемещение заданных точек трубопровода. Оценивается по отношению к аналогичным точкам, соответствующим базовому положению кривой в момент времени t0:
    \Delta l_\text{прр}=({\vec{\delta},\vec{n}}),       (13)

где \vec{\delta}(t),\vec{r}(k,t)-\vec{r}(k,t_0); вектор пространственного перемещения во времени точки трубопровода \vec{n} – единичный вектор, перпендикулярный к базовой кривой для заданного сечения k (рис. 4):

\vec{n}=\frac{\vec{r}'' \ _\text{kk} (k,t_0)}{|\vec{r}'' \ _\text{kk}(k,t_0)|}       (14)

106-114-r_3.png
106-114-r_4.png
106-114-r_5.png

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 упругопластической грунтовой среде. Результаты расчетов применены для получения зависимостей между величинами комплексного показателя технического состояния трубопровода и удлинения участка продольных и поперечных перемещений.

Комплексный показатель технического состояния Pк.п.т.с. при отсутствии избыточных напряжений оценивается по:

Pк.п.т.с.=1-(1-Pв.т.д.),       (15)
где Pв.т.д. – показатель поврежденности трубопровода, рассчитываемый по результатам ВТД; (1–Pв.т.д) – 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 Pк.п.т.с 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:
Pк.п.т.с=1-(1-Pв.т.д.)(1-Pε),       (16)
где Pε– показатель поврежденности от избыточных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями участка трубопровода.
Выражение (16) позволяет рассчитывать Pк.п.т.с одновременно с учетом результатов ВТД и мониторинга пространственного положения. Далее проведено ранжирование величин избыточных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями участка трубопровода, и распределение значений
Pε по категориям технического состояния, применяемым в СУТСЦ:
при Pε ≤ 0,03 – «исправное» состояние;
при 0,03<Pε ≤ 0,06 – «неисправное работоспособное» состояние;
при 0,06 < Pε ≤ 0,3 – «неработоспособное ремонтопригодное» состояние;
при Pε ≥ 0,3 – предельное («неработоспособное-неремонтопригодное») состояние.
В качестве значений эквивалентных напряжений, соответствующих границам Pε при выборе категории, выбраны диапазоны:

  • «исправное» состояние – \sigma^\text{IV}_\text{min}\leqslant \sigma^\text{IV}_\text{экв} \leqslant \frac{R_1m}{k_1k_H}:

при значениях эквивалентных напряжений более минимально возможных и менее значения расчетного предела прочности;

  • «неисправное работоспособное» – \frac{R_1m}{k_1k_H} < \sigma^\text{IV}_\text{экв} \leqslant R_2:

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» – R_2 < \sigma^\text{IV}_\text{экв} \leqslant R_1:: при значениях эквивалентных напряжений более значения нормативного предела текучести и менее значения предела прочности;
  • предельное («неработоспособное-неремонтопригодное») – \sigma^\text{IV}_\text{экв} > R_1:: при значениях эквивалентных напряжений более значения предела прочности, где R1 – предел прочности стали, Па; R2 – предел текучести стали, Па; m – коэффициент условий работы трубопровода, зависящий от категории участка; k1 – коэффициент надежности по материалу; k – 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 Pε  для произвольного напряжения \sigma^\text{IV}_\text{экв} применена линейная кусочно-заданная функция:
P_\varepsilon=0,03 \left( \frac{\sigma^\text{IV}_\text{экв}-\sigma^\text{IV}_\text{min}}{\frac{R_1m}{k_1k_H}-\sigma^\text{IV}_\text{min}}\right); \sigma^\text{IV}_\text{min}\leqslant \sigma^\text{IV}_\text{max} \leqslant \frac {R_1m}{k_1k_H};        (17)
P_\varepsilon=0,03 \left( 1+\frac{\frac {R_1m}{k_1k_H}-\sigma^\text{IV}_\text{max}}{\frac{R_1m}{k_1k_H}-R_2}\right);\frac {R_1m}{k_1k_H}<\sigma^\text{IV}_\text{max} \leqslant R_2;        (18)
P_\varepsilon=0,06+0,024 \frac{R_2-\sigma^\text{IV}_\text{max}}{R_2-R_1}; < \sigma^\text{IV}_\text{max} \ .       (19)

Графическое отображение вида зависимости кусочно-заданной функции приведено на рисунке 5.

106-114-r_6.png

106-114-r_7.png

Порядок расчета Pк.п.т.с для произвольного участка трубопровода:

  1. для рассматриваемого участка трубопровода задаются диаметр, толщина стенки, внутреннее давление, 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:

\sigma_\text{прод}=\frac{2\mu P(D-2\delta_m)^2}{(D^2-(D-2\delta_m)^2)}-\alpha E(T_\text{кон}-T_\text{нач})       (20)

\sigma_\text{кц}=\frac{2P(D-2\delta_m)^2}{(D^2-(D-2\delta_m)^2)};       (21)

  1. по результатам мониторинга пространственного положения рассматриваемого участка трубопровода проводится сбор параметров перемещений и деформаций для заданного временного периода: удлинение участка, продольные и поперечные перемещения;
  2. для каждого из параметров оценки изменения пространственного положения определяется величина дополнительных продольных напряжений во всех опасных сечениях;
  3. рассчитываются значения суммарного дополнительного продольного напряжения (в точке растяжения и точке сжатия):

\sigma_\text{доп,1,i}=\sigma_\text{пр,i}+\frac{ED}{2\rho_\text{xy}}+\sigma_\text{ппр}       (22)
\sigma_\text{доп,2,i}=\sigma_\text{пр,i}+\frac{ED}{2\rho_\text{xy}}+\sigma_\text{ппр},       (23)
где пр,i – дополнительные продольные напряжения от продольных перемещений в i-м сечении, МПа; σппр,i – дополнительные продольные напряжения от поперечных перемещений в i-м сечении, МПа;

  1. проводится оценка наибольшего и наименьшего значений дополнительных продольных напряжений среди всех рассчитанных:
    \sigma_\text{доп,max}=max(\sigma_\text{доп,1,i'} \ \sigma_\text{доп,2,i})      (24)
    \sigma_\text{доп,min}=min(\sigma_\text{доп,1,i'} \ \sigma_\text{доп,2,i})       (25)
  2. проводится оценка величины эквивалентных напряжений с выбором наибольшей:
    \sigma^\text{IV}_\text{1}=\sqrt{\frac{(\sigma_\text{прод}+\sigma_\text{доп, max}-\sigma_\text{кц})^2+\sigma_\text{кц} \ ^2+(\sigma_\text{прод}+\sigma_\text{доп,max})^2}{2}},       (26)
    \sigma^\text{IV}_\text{2}=\sqrt{\frac{(\sigma_\text{прод}+\sigma_\text{доп,min}-\sigma_\text{кц})^2+\sigma_\text{кц} \ ^2+(\sigma_\text{прод}+\sigma_\text{доп,min})^2}{2}},       (27)
    \sigma^\text{IV}_\text{max}=max(\sigma^\text{IV}_\text{1} \ \sigma^\text{IV}_\text{2});       (28)
  3. проводится расчет показателя поврежденности от дополнительных напряжений, обусловленных перемещениями и деформациями участка трубопровода, и комплексного показателя технического состояния.

Далее приведен пример расчета комплексного показателя технического состояния для произвольного участка трубопровода D=1,22 м при заданных параметрах оценки изменения его пространственного положения: удлинения 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.

 

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./км.год
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 PМГ<0,06, %
MGP length with PМГ<0,06, %

60

70

70

80

100

PМГ

0,0597

0,0565

0,056

0,0384

0,06

 



← Назад к списку


im - научные статьи.