автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Разработка интеллектуальной технологии и средств комплексного диагностирования газопроводов

УДК 620.179.13 УДК 620.179.14

На правах рукописи

Коннов Владимир Владимирович

РАЗРАБОТКА ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ И СРЕДСТВ КОМПЛЕКСНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 05.11.13. - «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 8 АИР ¿ни

Москва-2013

005052082

005052082

Работа выполнена в ЗАО НПЦ «МОЛНИЯ»

Научный руководитель доктор технических наук, проф.

Бобров Владимир Тимофеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Коваленко Александр Николаевич

кандидат технических наук Гиллер Геннадий Абрамович

Ведущая организация: ООО «Газпром трансгаз Ухта»

Защита состоится 22 мая 2013 года в 10 часов на заседании диссертационного совета Д.520.010.01 при ЗАО «НИИИН МНПО «СПЕКТР» по адресу: г. Москва, ул. Усачева, д. 35, строение 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ЗАО «НИИИН МНПО «СПЕКТР»

Автореферат разослан ¿^ь^7 марта 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Кузелёв

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В России создана и продолжает развиваться крупнейшая в мире Единая система газоснабжения, в состав которой входят более 160 тыс. км магистральных газопроводов (МГ) и газопроводов-отводов (ГПО). Проблемы техногенной, экологической и антитеррористической безопасности при эксплуатации газотранспортной системы играют первостепенную роль. Они требуют постоянного совершенствования методов, создания средств и разработки современных технологий неразрушающего контроля (НК) и технической диагностики (ТД). Большая протяженность и сложившаяся возрастная структура магистральных газопроводов (от 10-ти до 30-ти и более лет) являются факторами, объясняющими крупные аварии и катастрофы, которые приводят к гибели людей, наносят значительный ущерб экономике и экологический урон окружающей среде.

Несмотря на постоянное совершенствование технологии производства стальных труб и строительства трубопроводов и наличие технических средств НК и ТД, часть дефектов производственного характера остаётся необнаруженной. В процессе эксплуатации трубопровода по причине износа и старения труб и из-за нарушения защитной изоляции, влияния агрессивных сред и повреждений в процессе хозяйственной деятельности возникают дефекты эксплуатационного характера, приводящие к утечке газа.

Утечка газа из трубопровода является причиной серьезных аварий - разрывов трубопровода и взрывов высвободившегося газа, сопровождающихся повреждением сооружений, материальных ценностей, потерей огромных объёмов углеводородного сырья, негативным воздействием на окружающую среду и гибелью людей.

Для своевременного обнаружения дефектов трубопровода применяются различные физические методы внутритрубной диагностики с последующим уточнением их наличия и степени опасности методами контроля в шурфах. Для обнаружения утечек из трубопровода, их локализации и общей оценки состояния газопроводов используются методы наземной диагностики с использованием ряда дистанционных методов мониторинга, в том числе тепловизионное, радиолокационное и лазерное зондирование.

Многообразие конструкционных элементов объектов инфраструктуры газопроводов и сложность обнаружения разнородных дефектов приводит к необходимости применения комплекса методов и оборудования НК и ТД, среди которых наибольшее применение находят как контактные (акустические, электрометрические, капиллярные и др.), так и бесконтактные (магнитные, тепловые, оптические и др.) методы. Применяемые на время начала настоящих исследований методы НК и ТД линейной части газопроводов, в особенности газопроводов-отводов, в большинстве малопроизводительны, затратны и зависят от уровня квалификации персонала и «человеческого фактора» и малоинформативны в целом. Процесс ручной обработки результатов диагностирования также занимает значительное время, что нередко приводит к запозданию с принятием решений по предотвращению опасных происшествий. Отсутствие высокопроизводительных и надёжных средств и технологий диагностики трубопроводов в процессе их переизоляции сдерживает производительность комплексов по ремонту газопроводов.

В связи с этим разработка интеллектуальной технологии и средств комплексного диагностирования газопроводов является актуальной задачей.

В настоящей работе обобщены результаты исследований в области создания методов, средств и технологий НК и ТД, выполненные автором в ЗАО «Научно-исследовательский институт интроскопии МНПО «Спектр» и ЗАО Научно-производственный центр «МОЛНИЯ» в период с 1999 по 2012 год.

Цель диссертационной работы

Целью работы является развитие интеллектуальной технологии, исследование и создание средств комплексного диагностирования линейной части газопроводов и его составляющих, обеспечивающих повышение производительности и достоверности диагностирования за счет снижения влияния человеческого фактора.

Задачи исследования

Для решения научно-технической задачи необходимо:

1. Развить концепцию интеллектуальной технологии комплексного диагностирования и разработать средства дистанционной диагностики в процессе эксплуатации магистрального газопровода на основе магнитометрического и видеотепловизионного методов и на базе информационных и телекоммуникационных технологий.

2. Обобщить результаты комплексного применения методов и средств диагностирования при ремонте и переизоляции газопроводов.

3. Оценить достоверность обнаружения дефектов сварных швов и металла газопроводов.

4. Разработать предложения для включения в нормативную документацию на технологию и методики технического комплексного диагностирования технического состояния ГРС, газопроводов-отводов и магистральных газопроводов в процессе капитального ремонта.

Методы решения поставленных задач

При проведении исследований применялись магнитные и электромагнитные методы неразрушающего контроля стальных изделий, закономерности электродинамики и физики магнитных явлений, квалиметрии и расчетов на прочность магистральных трубопроводов. Математическое моделирование проводилось на базе вычислительных средств общего применения с использованием математических пакетов МаЛСаё и МаШЬаЬ. Метрологическое обеспечение экспериментальных исследований обеспечивалось с использованием сертифицированных и поверенных образцов, мер, контрольно-измерительной аппаратуры.

Научная новизна

1. Развита концепция интеллектуальной технологии комплексного диагностирования магистрального газопровода в процессе строительства, эксплуатации и ремонта на базе информационных и телекоммуникационных технологий, обеспечившая оптимальное сочетание методов и средств НК и ТД, автоматический сбор, регистрацию и обработку информации с применением спутниковых систем, снижающая негативное влияние человеческого фактора и обеспечивающая требуемый уровень безопасности.

2. Получены аналитические выражения для расчета комплексных показателей чувствительности и помехоустойчивости магнитометрической системы измерения параметров магнитного поля над подземным стальным трубопроводом с целью обнаружения аномальных зон концентрации механических напряжений.

3. Для обработки магнитометрических сигналов при дистанционной диагностике подземных стальных трубопроводов применены параметрические вейвлетные функции алгебраического типа, что позволило значительно снизить уровень случайного шума и существенно повысить надежность выявления аномальных зон напряженно-деформированного состояния металла подземных стальных трубопроводов.

4. Исследована и экспериментально подтверждена возможность дистанционного выявления видеотепловизионным методом утечек газа в диапазоне ИК-излучения с расходом газа 0,05 кг/с и более по охлаждению грунта над газопроводом и в оптическом диапазоне по изменению цвета растительности и грунта. Разработана и внедрена технология воздушного видеотепловизионного мониторинга с использованием летательных аппаратов малой авиации, вошедшая в «Методику надземного комплексного технического диагностирования отводов магистральных газопроводов».

5. Выполнена оценка достоверности обнаружения дефектов сварных соединений и металла газопроводов на основе вероятностных методов.

Защищаемые научные положения

1. Концепция интеллектуальной технологии комплексного диагностирования магистрального газопровода в процессе сооружения, эксплуатации и ремонта на базе информационных и телекоммуникационных технологий.

2. Способ расчета комплексных показателей чувствительности и помехоустойчивости магнитометрической системы измерения параметров магнитного поля над подземным стальным трубопроводом и обработки сигналов с целью обнаружения зон концентрации механических напряжений.

3. Метод дистанционного видеотепловизионного выявления утечек газа в диапазоне ИК-излучения по охлаждению грунта над газопроводом и в оптическом диапазоне по изменению цвета растительности и грунта.

4. Принцип построения, функциональные схемы и метрологическое обеспечение аппаратуры «М-1» для дистанционного электро- магнитометрического контроля газопроводов и приборного комплекса ВТК-1 на базе лёгких летательных аппаратов для обнаружения утечек газа.

Практическая значимость и реализация результатов работы

На основе предложенной концепции интеллектуальной технологии комплексного диагностирования газопроводной системы и по результатам исследования методов и принципов их комплексирования разработано оборудование:

- комплекс для дистанционной диагностики газопроводов «М-1»,

- приборный комплекс видеотепловизионного контроля ВТК-1,

- программное обеспечение.

Комплекс «М-1» сертифицирован и используется при обследовании газопроводов в условиях Сибири, Крайнего Севера, Юга России. Комплекс видеотепловизионного контроля ВТК-1 успешно испытан на газопроводах ООО «Газпромтрансгаз Казань», «Газпромтрансгаз Томск» и др.

Методики комплексного технического диагностирования газопроводов использованы при разработке ряда нормативных документов ОАО «Газпром».

Апробация работы

Результаты работы докладывались и обсуждались на следующих научно-технических конференциях: 16 Международная деловая встреча «Диагностика-2006» (ОАО «Газпром», 2006 г.), 3 Российская научно-техническая конференция «Разрушение, контроль и диагностика материалов и конструкций» (г.Екатеринбург, 2007 г.), 3 Международная конференция «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов» (ОАО «Газпром», 2007 г.), 6 Международная научно-техническая конференция «Неразрушающий контроль и техническая диагностика в промышленности» (г.Москва, 2007 г.), 17 Международная деловая встреча «Диагностика 2007» (ОАО «Газпром», 2007 г.), 8 Международная научно-техническая конференция «Неразрушающий контроль и техническая диагностика в промышленности» (г. Москва, 2009 г.), Научно-практическая конференция «Мониторинг и управление рисками в промышленности. Проблемы диагностики и неразрушающего контроля» (НПС «Риском», 2009 г.), Межотраслевая конференция «Антикоррозионная защита 2010» (ОАО «Газпром», 2010 г.), 4 Международная научно-техническая конференция «Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла» (г.Москва, 2007 г.), 6 Всероссийская конференция «Механика микронеоднородных материалов и разрушение» (г.Екатеринбург, 2010 г.), 10 Европейская конференция по неразрушающему контролю (г. Москва, 2010 г.), 19 Всероссийская научно-

техническая конференция по неразрушающему контролю и технической диагностике (г. Самара, 2011 г.).

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 19 работ, получен патент РФ на полезную модель.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы. Работа содержит 145 страниц машинописного текста, 4 таблицы и 68 рисунков.

1. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведено обоснование актуальности темы диссертации, сформулированы цель работы и задачи исследования, отражена научная новизна, изложены сведения об апробации и показана практическая ценность работы.

В первой главе выполнен анализ современного состояния проблемы контроля технического состояния газопроводов средствами неразрушающего контроля. Осуществлен анализ и обобщение теоретических и экспериментальных исследований дистанционных электромагнитных методов контроля состояния защитной изоляции и напряжённо-деформированного состояния металла (НДС) стальных газопроводов, методов оптического и теплового контроля утечек газа. Показана необходимость разработки и создания технологии и специализированного оборудования для диагностирования газопроводов на базе интеллектуальных информационных и телекоммуникационных технологий технологий. Во второй главе приведены результаты комплексных исследований магнитометрического контроля напряженно-деформированного состояния металла стальной трубы и видеотепловизионного метода обнаружения утечек газа из трубопровода. Разработана концепция интеллектуальной технологии диагностирования газопроводов на базе информационных и телекоммуникационных технологий.

Магнитное поле стального трубопровода формируется в сравнительно слабом магнитном поле Земли, поэтому на результаты магнитометрического контроля существенно влияют случайные шумы и помехи от посторонних источников.

С целью повышения уровня измеряемых сигналов и величины соотношения «сигнал/шум» на основе теоретической модели формирования магнитного поля стального трубопровода (рис.1) исследование параметров

блока магнитометрического

Но

осуществлено измерительного устройства.

На основе решения уравнения Лапласа для потенциала магнитного поля протяженного стального трубопровода (в цилиндрической системе координат)

/

л 15 1 г йг

У

=: #я\ > \

Э? \

— ш 0 Щ X 1 Ж

¡ЦР^ 3

дср^4

г~аГ

я2

5 (р.

= 0,

да

Рис.1. К расчету напряженности магнитного поля стального ТП в геомагнитном поле Земли

(1)

где индексы 1 =1, 2, 3 соответствуют внутренней области трубы, области металла и области вне стальной трубы, соответственно, с учетом граничных условий на поверхностях

стального трубопровода получено аналитическое выражение для потенциала магнитного поля над стальным ТП, который в декартовой системе координат имеет следующий вид:

И

1--

я

(ц + 1)"

_и

. *и

2 2 ' х +у

(2)

.11-1

где параметр (! = --, ц - относительная магнитная проницаемость металла стальной

ц + 1

трубы.

Составляющие напряженности магнитного поля в пространстве над стальным трубопроводом определяются по формулам:

8(рЛ\, у) дср~ (х, у)

Из формул (2)-(3) получены аналитические выражения для определения х- и у-составляющих напряженности магнитного поля над стальным трубопроводом:

2 Нк-

1--

я,

Н (х,у)=Н0К12

(ц + 1)2

ОН

1-р

Ко

2*2

2 2 у -х

(4а)

2ху

1-р

2К2

(х2+У2)2'

(46)

где параметр у = + Уз (Уз - глубина залегания стальной трубы - расстояние от поверхности Земли до внешней поверхности стальной трубы), 11.1 = Иг + I (I - толщина стенки стальной трубы).

Напряженность магнитного поля стальной трубы (4) можно представить как произведение двух факторов:

-амплитудного фактора, определяемого внешним магнитным полем и магнитными свойствами металла стальной трубы;

-топографического фактора, зависящего от координаты точки пространства над стальной трубой.

Формулы (4) показывают принципиальную возможность контроля НДС металла стального трубопровода по величине напряженности магнитного поля, так как магнитная проницаемость металла является струкутурно-чувствигельным параметром металла. Механическое напряжение металла стальной трубы влияет на его магнитные свойства и приводит, согласно формулам (4), к изменению амплитуды напряженности магнитного поля стальной трубы, при этом топография распределения магнитного поля практически не изменится. Поэтому области стального трубопровода с НДС металла целесообразно искать по изменению амплитуды напряженности магнитного поля над стальной трубой. При влиянии случайных помех, распределенных в пространстве неоднородно, эффективность разных способов измерения градиента напряженности магнитного поля в

пространстве является различной, при этом с подавлением влияния случайных помех, одновременно происходит уменьшение чувствительности к измеряемому полезному сигналу.

Оптимальная схема измерения амплитуды и градиента напряженности магнитного поля стальной трубы определена исходя из результатов соответствующих расчетов.

На основе формул (4) установлено, что для обеспечения наибольшей величины соотношения «сигнал-помеха»,

амплитудное значение х- составляющей напряженности магнитного поля над стальной трубой следует измерять в точке с координатой х=0, у>0, амплитудное значение у-составляющей напряженности магнитного поля следует измерять в точках расположения экстремумов хт,

определяемых согласно рис.2.

Рассмотрены различные схемы измерения градиента напряженности магнитного поля (рис.3). Выходной сигнал градиентометра по схеме а (рис.За) пропорционален величине ¡»гасЦНхт). Величины напряженности магнитного поля стального трубопровода в точках расположения поля равны:

Рис. 2. Зависимость расстояния между экстремумами у - составляющей напряженности магнитного поля над стальной трубой от глубины залегания I = 10 мм, НО = 50 А/м, ц = 800 (сталь 09Г2С)

преобразователей магнитного

Н

х1 0

Нп-АР4г. Нт

х2

1

-О2'

при этом: Н™ - Н™ = АР -у к(а) >

где АР - амплитудный фактор магнитного поля стальной трубы,

(5)

6)

(а + 02

- геометрическии параметр чувствительности градиентометра, параметр а = //у.

Параметр помехоустойчивости для данной схемы градиентометра определяется по формуле:

у(а):

к(а)_ 1

1-

1

(а + 02

(6)

Рис.3.

измерения градиента

напряженности магнитного поля стального ТП

Зависимости параметров чувствительности и

помехоустойчивости исследованных схем градиентометров от параметра а, определенные по формулам (5)-(6), показаны на рис.4.

Параметры чувствительности и помехоустойчивости рассмотренных схем измерения градиента напряженности магнитного поля стального трубопровода являются противоборствующими: повышение показателей одного из этих параметров неизбежно приводит к снижению показателей другого параметра.

Выходной сигнал градиентометра на схеме рис.Зб пропорционален величине $гас!х(Нх). Геометрический параметр чувствительности этого градиентометра определяется по формуле:

к(а) = 1+^-=1. (7)

(а +1)

Параметр помехоустойчивости для данной схемы градиентометра определяется по формуле:

у(а)=-

1 +

а2 -1

(а + 1)2

(8)

К(а)-

Т(а)----

К(а) -У(а) -

0,4 0,8 1,2 1,6 б)

0.4 0,8 1,2 1,6 В)

Рис.4. Кривые параметров чувствительности и помехоустойчивости схем измерения градиента напряженности магнитного поля стального трубопровода а)- схема

по рис. За, эксперимент: К(а) -♦—, у(а) -■-; б) — схема по рис.Зб, в) - схема по рис. Зг

Показано, что наилучшей чувствительностью и помехоустойчивостью обладают схемы а, б и в измерения градиента магнитного поля стального трубопровода, при приемлемых для практики контроля величинах геометрического параметра а магнитоизмерительного блока.

Рекомендовано выбирать величину базы измерения градиента напряженности магнитного поля над стальным трубопроводом, ориентируясь на наибольшую глубину залегания стальной трубы, так как в данном случае требуется обеспечение наибольшей чувствительности магнитометрических измерений.

Уровень случайного шума может составить от 18% до 57% от величины амплитуды сигнала над стальной трубой с повышенным НДС металла. Снижение уровня случайных шумов и помех в измеренной магнитометрической информации осуществляется на этапе измерения аналогового сигнала, путем применения специальных схемотехнических решений и пространственного расположения преобразователей магнитного поля, и на этапе анализа и интерпретации цифровой информации.

Исследования показали, что в ряде случаев зашумленные участки магнитометрического сигнала слабо отличаются от участков с повышенным НДС металла, что приводит к снижению эффективности методов классического спектрального анализа магнитометрического сигнала.

Для эффективного удаления шумов из магнитометрического сигнала предложено вейвлет-преобразование на основе параметрических вейвлетных функций алгебраического типа:

Ч'1(х) =

1

(9а)

V-

2 2 X +Zj

2 2 ' x +z2

(96)

где ъ\, ъг Ф 0 - параметры вейвлетной функции, |х| < да.

При вейвлетном преобразовании однополярного магнитометрического сигнала над стальным трубопроводом Н(х) следует использовать вейвлетную функцию (9а), то есть, коэффициенты вейвлетного преобразования сигнала определяются по формуле:

WH(a,b) = -j= \ Н(х)у

x-b

dx,

(10а)

где а - масштабирующий параметр, Ь - параметр сдвига.

При вейвлетном преобразовании измеренного двуполярного магнитометрического сигнала над стальным трубопроводом Н^х) коэффициенты преобразования определяются по следующей формуле:

Н1, А/см

WU^bb-L J Hl(x)y2[^) dx

+ /л -i, „

А

ï

Н2, А/см

п -А- \ л J vu тиГ чД

:Ф — у—V

317 354 391 428

НЗ, А/см

б)

X, M

Рис.5. Магнитометрическая информация, полученная прибором «М-1» над участком стального трубопровода: а) - продольная, б) -нормальная (радиальная),в)-поперечная составляющие напряженности магнитного поля

(106)

На рис. 6 показаны результаты вейвлетного преобразования сигнала, полученного прибором «М-1» над стальным

трубопроводом (рис.5), при разных значениях

масштабирующего параметра а. Уровень случайного шума в ° магнитометрическом сигнале является значительным,

особенно по каналу измерения поперечной составляющей

напряженности магнитного поля над стальным трубопроводом (рис. 5в).

При вейвлетном преобразовании магнитометрического сигнала с масштабирующим параметром ) а> 1 уровень случайного шума в коэффициентах преобразования уменьшается.

Из рис. 6 видно, что в коэффициентах вейвлетного

преобразования магнитометрического сигнала, осуществленного с

масштабирующими параметрами а = 3, 4, величина случайного шума уменьшилась в 2-3 раза, по сравнению с исходным сигналом, что существенно увеличивает надежность

выявления в измеренном сигнале областей с НДС

а)

д

УV г к\ "1 1 л/Л/ иМ

ч и V

металла.

Показано, что наиболее эффективного подавления уровня случайных шумов в

измеренном сигнале можно добиться при использовании оптимальной вейвлетной функции (10), которая определяется выбором соответствующих значений масштабирующего параметра а и параметров вейвлетной ФУНКЦИИ Ъ\, 7.2-

Оптимальные значения вейвлетного преобразования определены методом наименьших квадратов, при котором

осуществляется равномерное приближение формы вейвлетной функции к форме измеренного „ . , . сигнала.

Рис.6. Распределение коэффициентов вейвлетного .,

преобразования продольной составляющей напряженности

магнитного поля над стальным трубопроводом функционал, СОСТОЯЩИЙ

а) - масштабирующий параметр а=1. б) - а=2. в) - а=3. из измеренного

магнитометрического

сигнала и вейвлетной функции:

л

Л / Л, 1 л\

л/ V/ ч и \/Ч/|

V

А

/ / и А1 лО /Л/ ^ г

) V и \1 V • V у \

1 V

р(а'2Г22):

N

= I

Н(^)

н

у)/(х.,а,г]|,г2)

(И)

где Н(х^ - значения измеренного магнитометрического сигнала = 1, 2, ... Ы), Нш -амплитуда сигнала над областью с НДС металла.

На основе минимизации функционала (11) получены оптимальные значения масштабирующего параметра а и параметров вейвлетной функции Ъ\, гг для преобразования магнитометрического сигнала над стальным трубопроводом с НДС металла.

В разделе 2.3 изложены основы видеотепловизионного контроля утечки газа из трубопровода. Показано, что основными признаками утечек газа являются изменения температуры почвы в местах средних и сильных утечек, наблюдаемые в ИК диапазоне излучения, и изменения в растительном покрове, наблюдаемые в видимом диапазоне излучения.

Локальное понижение температуры наблюдается в области выхода газа при его дросселировании к поверхности земли, так как при адиабатическом понижении давления газ охлаждает почву в зоне утечки (эффект Джоуля-Томсона).

Величина температурной аномалии определяется состоянием газа при фильтрации через почву и внешними условиями, влияющими на обмен теплом между поверхностью земли и атмосферой. Количественно она характеризуется дифференциальным коэффициентом Джоуля-Томсона ц, который при давлении газа меньше 10-20 МПа определяется по формуле:

ц. = (1/Ср)(2а/ЮГ-Ь), (12)

где а, Ь - постоянные в уравнении Ван-дер-Ваальса для реальных газов, Я - универсальная газовая постоянная, Ср - молярная теплоемкость газа при постоянном давлении, Т -абсолютная температура, V - объем газа, р - давление газа.

В предположении, что грунт представляет собой однородную пористую среду и что скорость фильтрации газа через эту среду много меньше скорости звука во всей области течения, авторами ряда работ предложено решение задачи расчета температурных аномалий при фильтрации природного газа через слой почвы.

—>

В этих предположениях фильтрационный поток газа из трещины через слой почвы J определяется законом Дарси

Т = р V = (ку)вгас1Р = (к р /ц)§гас1Р, (13)

где Р - давление, V - кинематическая вязкость, ц - динамическая вязкость, р- плотность газа, V - фильтрационная скорость течения, к - проницаемость среды.

Расчетами и экспериментально показано, что тепловизионными методами можно обнаружить утечки, создающие температурный контраст ~ 3 °С.

На основе этих исследований были выбраны видео- и тепловизионная аппаратура, обоснованы режимы сканирования газопроводов, рассмотрены вопросы метрологического обеспечения.

Третья глава посвящена созданию технических средств дистанционного комплексного

диагностирования газопроводов. Описан принцип работы и технические характеристики приборного комплекса ««М-1»» для бесконтактного электромагнитометрического диагностирования газопроводов (рис. 7).

Электрометрическим методом определяется глубина залегания трубопровода и состояние защитного изоляционного покрытия. Магнитометрическим методом выявляются аномалии Рис' 7- Комплекс «М"1» на тРассе магнитного поля над стальным трубопроводом, обусловленные зонами концентрации механических напряжений (ЗКН) в металле, или наличием дополнительных магнитных масс.

Проведение бесконтактной диагностики осуществляется при непрерывном перемещении оператора над газопроводом с автоматическим документированием в режиме реального времени следующих параметров газопровода - местоположения и глубины залегания подземных газопроводов, состояния и мест локальных повреждений изоляционного покрытия, географических координат и наличия аномалий магнитного поля над

Сгге-навпгатд, Ремень лля

\ / Компьютеризированный \ '

приёмный блок

Направление

движения

оператора

переноски приоора Блок МД ' Блок ИД КИП

Рис. 8. Функциональная схема комплекса М-1

газопроводом и связанных с ними зон концентрации механических напряжений в металле трубы, длины контролируемого участка, параметров положения приемного блока относительно оси трубопровода при проведении измерений.

Состав комплекса «М-1» показан на рис.8. Компьютеризированный блок обработки в режиме реального времени в процессе движения оператора вдоль оси газопровода обеспечивает запись всех измеряемых параметров и представляет на экране дисплея графическую и цифровую информацию о токе, индукции магнитного поля, расстоянии от оператора до оси газопровода, расположении оси газопровода относительно оператора, расположении продольной оси блока приёмных антенн и глубине залегания газопровода. Комплекс «М-1» снабжён звуковой сигнализацией для информирования о предельном отклонении оператора от оси газопровода и об отклонении измеряемых параметров за заданные оператором пределы. Для определения ориентации прибора по отношению к горизонту используется акселерометр. Разработан алгоритм и программное обеспечение для обработки данных от всех датчиков и выведения параметров на монитор (рис. 9).

Рис. 9. Алгоритм сбора и обработки данных программно-аппаратного комплекса «М-1»

Блок обработки и представления информации на основе одноплатного компьютера имеет сенсорный цветной дисплей и обеспечивает обработку результатов измерения магнитных полей, вычисление контролируемых параметров и запись их значений в запоминающем устройстве (ЗУ). Результаты магнитометрического контроля блок обработки выдает на экран дисплея (рис.9) в виде магнитограмм распределения магнитной индукции над трубопроводом через заданные отрезки трассы (интервал измерений) в двух точках

13

пространства по каждой из трех его составляющих (нормальной, горизонтальной вдоль и горизонтальной поперек трубопровода), а также результирующее и дифференциальные значения в этих точках Получение магнитограмм может осуществляться не только в функции пути, но и в функции времени, при этом интервал между измерениями составляет 55 мс. Блок обработки обеспечивает звуковую сигнализацию об отклонении глубины, тока, магнитных аномалий за заданные оператором пределы, а также о выходе оператора из зоны контроля, при этом факт и координаты места срабатывания звуковой сигнализации автоматически записываются в ЗУ. Блок обработки обеспечивает возможность записи в ЗУ меток для привязки диаграмм к естественным ориентирам или к другим объектам по усмотрению оператора, при этом координаты этих меток в системе WGS-84 также записываются в ЗУ. Более точная привязка диаграмм (магнитограмм) к трассе осуществляется датчиком пути и, кроме того, координаты точек контроля дублируются с помощью GPS-приемника в системе координат WGS-84. Индикатор «GPS» отображает в реальном времени текущие географические координаты. Обновление координат происходит каждую секунду. В легенде возможно отображение текущих значений данных, получаемых с датчиков.

Технические характеристики комплекса «М-1»__Таблица 1

№ Параметр Характеристика

1. Рабочая частота генератора 625 Гц

2. Максимальная измеряемая глубина ГП 5м

3. Максимальная относительная погрешность при измерении глубины:

на оси трубопровода ±2%

при отклонении от оси трубопровода на 2м ±5%

4. Диапазон измерения магнитной индукции ± 100 мкТл

5. Абсолютная погрешность измерения магнитной индукции Не более 50 нТл.

6. Максимальное отклонение от оси, при котором возможны измерения ±2 м

7. Время непрерывной работы при использовании двух сменных блоков аккумуляторов Не менее 8 ч

Габаритные размеры:

приемного блока 1200x160x160 мм

генератора 400x300x245 мм

датчика пути 1550x653x54 мм

Масса:

9. приемного блока 5,0 кг

генератора 17,0 кг

датчика пути 3,0 кг

Представлено краткое описание и технические характеристики приборного комплекса ВТК-1 (рис. 10) для видеотепловизионной диагностики утечек газа с использованием в качестве несущих средств лёгких летательных аппаратов. В состав комплекса входят тепловизор ТЬегтаСАМ Е2, видеокамера Ы\М3515, СР8-навигатор ОАЯМШ ОРБМАР 276С, выносной дисплей оператора, блок памяти и монитор Рго^у НОТУ-7075.

Работу комплекса обеспечивает источник автономного питания. Для исключения

14

Блок памяти

Рис. 10. Общий вид приборного комплекса ВТК-1

воздействия на аппаратуру вибраций при полете и посадке аппаратура комплекса размещается в корпусе, изготовленном в виброзащищённом исполнении. Универсальность конструкции корпуса обеспечивает его крепление к различным типам носителей -вертолётам, дельталётам (рис. 11) и др.

а) б) в)

Рис. 11. Приборный комплекс ВТК-1 на несущих летательных аппаратах: вертолёте Ми-4 - а), вертолёте Robinson - б), дельталёте «Форсаж» - в)

Комплекс ВТК-1 обеспечивает измерение температуры поверхности почвы (если трубопровод расположен под землёй) или соответственно поверхности трубы, размер и координаты температурных аномалий. Приведены условия эксплуатации комплекса и его технические характеристики. Для проверки тепловизора разработаны контрольные образцы, для видеокамер - стандартные штриховые тесты или люксметры. Комплекс обеспечивает непрерывную запись видео и тепловых изображений на цифровой носитель блока памяти в течение не менее 2-х часов, имеет каналы передачи данных Firewire, IEEE-1394 или USB. На основе сопоставления технических характеристик различных ДА и моделей дельталётов и факторов экономичности эксплуатации, рекомендовано применение в качестве основного несущего J1A дельталётов типа «Форсаж». На дельталёте предусмотрена установка спутниковых навигационных систем Garmin GPS-276 и Garmin GPS-296.

Глава 4 посвящена разработке интеллектуальной технологии и результатам эксплуатации средств комплексного диагностирования газопроводов.

Дано краткое описание технологии и результатов применения разработанной аппаратуры для видеотепловизионного обследования газопроводов с применением ЛА. Согласно предлагаемой технологии, результаты видеотепловизионного обследования сопоставляются с результатами наземного диагностического обследования газопроводов электрометрическим и магнитометрическим методами. Далее они уточняются исследованиями состояния изоляционного покрытия и металла газопровода в шурфах.

Линии оси трубы

Рис. 12. Термограмма температурной аномалии в месте утечки: а) изображение на экране тепловизора, б) распределение температуры по поверхности земли, в) гистограмма температурной аномалии над утечкой

Видеотепловизионный мониторинг следует проводить в погодных условиях, обеспечивающих максимальный тепловой контраст, при дальности видимости не менее 1000 м.

Основные рекомендуемые параметры обследования: скорость полёта - 80-120 км/час, высота полёта -50-200 м, скорость ветра не более 6-10 м/с.

Для повышения достоверности обнаружения, классификации и распознавания оптических и

тепловых аномалий и принятия решений о связи их появления с наличием дефектов металла и утечек газа из трубопровода, рекомендуется сопоставить результаты обследования одного и того же участка ГПО, полученные в различное время, но в идентичных погодных условиях.

Приведены результаты обследования газопроводов в

различных географических и климатических условиях, в разное время года. Показано, что температурная аномалия над утечкой в газопроводе имеет преимущественно форму эллипса с большей диагональю над осью трубы (рис.12), при этом поверхностная температура фона и аномалии могут

отличаться более чем в 2 раза. Полное совпадение мест и типов визуальной и тепловой аномалий указывает на высокую вероятность обнаружения утечки.

Результаты видеотепловизионног режиме полета можно

Рис. 13. Алгоритм интеллектуальной технологии комплексного диагностирования ЛЧ МГ

о мониторинга газопроводов свидетельствуют о том,

16

обнаружить незначительную деградацию растительного покрова, а на их основе - утечку газа, которые обычно не различимы при наземном проходе по трассе газопровода.

Результаты обследований подтверждают надежность проведенных теоретических оценок и работоспособность приборного комплекса видеотепловизионного диагностирования подземных газопроводов.

По результатам видеотепловизионного обследования установлено, что изменения температуры фона подстилающей поверхности составляет 2-3 °С, что соответствует нормальной разности температур почвы и растительности с учётом разницы излучательной способности при данной температуре. В месте утечки максимальный градиент температуры поверхности земли может составлять до 6 °С/м.

Отмечено, что при длительном выбросе метана из стальной трубы на поверхность земли происходит потемнение почвы и угнетается растительный покров. Проведенные работы в шурфах подтвердили наличие утечки газа.

На основе обобщения практического опыта в НПЦ «МОЛНИЯ» показано, что в большинстве районов России применение сверхлёгких ЛА для видеотепловизионного обследования ГПО гораздо целесообразнее применения вертолётов и других ЛА. Эффективность проведения видеотепловизионного обследования на МГ и их отводах подтверждается выявлением мест утечек, не обнаруживаемых другими методами дистанционного неразрушающего контроля.

Разработан алгоритм, реализующий технологию комплексного наземного диагностирования газопроводов, основная область применения которой - определение интегральными и локальными методами технического состояния газопроводов, не подготовленных для внутритрубной дефектоскопии, а также разбраковка труб при капитальном ремонте (рис. 13).

Методика комплексного наземного обследования газопроводов в процессе их эксплуатации предусматривает следующие этапы:

- изучение проектной, исполнительной и эксплуатационной документации и результатов предыдущих обследований газопровода за весь период эксплуатации. Работа с документацией, как правило, сопровождается объездами газопровода для уточнения на местности особенностей трассы и соответствия исполнения газопровода проектным решениям;

- выполнение полевых обследований без вскрытия газопровода с использованием электрометрических, магнитометрических, радиолокационных и других бесконтактных интегральных методов и средств

- по результатам анализа документации и наземного обследования назначаются шурфы на выявленных потенциально-опасных участках;

- в шурфах проводится диагностирование состояния изоляционного покрытия, основного металла и сварных соединений, при необходимости измеряются механические напряжения и другие физико-механические параметры металла;

- результаты работ по диагностированию подземного газопровода завершаются отчетом с перечнем всех дефектных участков, с диаграммами, схемами, картами и графиками, расчетами деградации изоляционного покрытия на всей протяженности газопровода, с результатами шурфовых обследований, выводами и необходимыми мероприятиями по обеспечению дальнейшей безопасной эксплуатации.

Показано, что локализация мест повреждений и ЗКН металла комплексом «М-1» выполняется автоматически в единой системе координат, что упрощает построение план-схемы газопровода с качественными оценками состояния трубопровода (рис.14). Получаемые таким образом план-схемы газопровода обеспечивают возможность установить потенциально наиболее опасные участки и определять места экскавации газопровода для диагностики металла труб в шурфах. Предлагается более совершенная технология комплексного обследования трубопровода в шурфах на основании данных, полученных при

17

\/ у

Агрессивность грунта , , -

Потенциал труба-грунт | ! |

Сопротивление изоляции I

Повреждения изоляции ' __ | " 1

Глубина залегания I ■

ЗКН 1

......................1..... 1

Расстояния вдоль оси газопровода, м Условные обозначения

трдем гютто —-

|> — I 111 I п -г11 ив-—

наземном обследовании и представленных на план-схеме (рис.14). После вскрытия трубопровода выполняется весь комплекс традиционных способов диагностирования. В случае обнаружения ЗКН в технологический комплекс диагностирования дополнительно включается рентгеновская дифрактометрия. Этот метод является безэталонным, что позволяет с достаточно высокой точностью измерять действующие механические напряжения

В качестве примера приведены результаты обследования места пересечения магистральных газопроводов. При наземном обследовании были

зафиксированы повреждение изоляции и зона с магнитной аномалией вдоль одного из

газопроводов (рис.14), которая была

квалифицирована, как зона концентрации напряжений.

На этом участке газопровода было назначено шурфовое обследование при котором было подтверждено нарушение сплошности изоляционного покрытия и построена эпюра действующих напряжений (рис.15). Здесь за начало отсчета по оси ОЬ выбран кольцевой монтажный сварной шов: 1-распределение напряженности магнитного поля над трубопроводом при наземном ц А/м МПа

обследовании, 2-распределение 200

напряженности магнитного поля вдоль верхней образующей трубы по данным обследования в шурфе, 3-эпюра осевых напряжений вдоль верхней

образующей трубы.

Установлено, что в результате нарушений технологии сборки и сварки кольцевого стыка в процессе ремонтных работ трубопровод испытывает дополнительные изгибные нагрузки.

Однако уровень действующих эквивалентных напряжений не превышает 50% от предела текучести, что с учетом отсутствия недопустимых дефектов в теле трубы и в сварном соединении дало возможность квалифицировать участок газопровода,

Рис. 14. Результаты комплексного наземного обследования трубопровода в шурфах

150

100

50

° 3

/ ' ** N

А \ \ у

\

200

150

100

50

О

0

8 V., м

Рис. 15. Характер изменения механических напряжений и напряженности магнитного поля на линейном участке МГ

как работоспособный при действующих параметрах эксплуатации.

Показано, что интеллектуальная технология комплексного диагностирования МГ обеспечивает повышение их надежности и долговечности, повышение достоверности и производительности диагностирования одновременно со снижением его трудоемкости.

На основе результатов комплексного обследования ЛЧ МГ в процессе капитального ремонта установлены статистические данные о типах и глубине дефектов, возникающих в процессе эксплуатации газопроводов, в частности - закономерность значительного увеличения дефектов коррозионного происхождения вблизи компрессорных станций.

Комплексное обследование ЛЧ МГ в процессе капитального ремонта позволило накопить статистические данные о типах и глубине дефектов, возникающих в процессе эксплуатации газопроводов (рис. 16), в частности, установить закономерность значительного увеличения дефектов коррозионного происхождения вблизи компрессорных станций, где механические и вибронапряжения существенно выше.

юооо

юоо

100

10

1

3 4 5 6 7 8 Тип дефекта

Глубина дефектов, в % от толщины стенки трубы

12345678 Тилдефекга

Глубина дефектов, в % от толщины стенки трубы

Рис. 16. Распределение дефектов, выявленных при отбраковке труб в ходе капитального ремонта МГ, по типам - а), б) и по глубине - в), г). Средние значения, отнесенные к 10 км трассы: а), в) - на участке, удаленном от выходного шлейфа КС на 26 — 42 км; б), г) - на участке, удаленном от выходного шлейфа КС на 81 — 111 км. Типы дефектов: 1 - коррозия, 2 - коррозия в околошовной зоне, 3 — коррозионная каверна, 4 — стресс-коррозионные трещины, 5 - задиры, 6 - вмятины. 7 — смещения кромок, 8 - прочие

Основные выводы и рекомендации

1. Разработана концепция интеллектуальной технологии комплексного диагностирования магистрального газопровода с применением информационных и телекоммуникационных технологий, обеспечившая повышение качества и производительности диагностирования газопроводов, снижение негативного влияния «человеческого фактора» и аварийности в процессе эксплуатации газопроводов;

2. Получены аналитические выражения для расчета комплексных показателей чувствительности и помехоустойчивости магнитометрической системы измерения параметров магнитного поля над подземным стальным трубопроводом, позволившие оптимизировать характеристики магнитоизмерительного блока.

3. Показано, что применение вейвлет-анализа измеренного магнитометрического сигнала позволяет снизить уровень случайного шума в несколько раз и существенно повысить достоверность выявления областей с ЗКН металла.

4. Показана эффективность выявления видеотепловизионным методом утечек газа в диапазоне ИК-излучения с расходом газа 0,05 кг/с и более по охлаждению грунта над газопроводом, и в оптическом диапазоне - по изменению цвета растительности и грунта.

5. Разработан электро- магнитометрический комплекс ««М-1» для дистанционной диагностики линейной части магистрального газопровода.

6. Разработан приборный видеотепловизионный комплекс ВТК-1 для дистанционного мониторинга утечки газа на газопроводах, базирующийся на лёгких летательных аппаратах.

Результаты проведенных исследований использованы при разработке НТД, действующей в ОАО «Газпром»:

- Р Газпром 2-2.3-481-2010 Методика наземного комплексного технического диагностирования пересечений трубопроводов;

- Методика наземного комплексного технического диагностирования отводов магистральных газопроводов;

- ВРД ОАО «Газпром». Типовые требования к испытаниям наружных сканеров-дефектоскопов перед их допуском к применению на объектах ОАО «Газпром»;

- ВРД ОАО «Газпром». Временные типовые технические требования к наружным сканерам-дефектоскопам для автоматизированного неразрушающего контроля трубопроводов при капитальном ремонте;

СТО Газпром РД 1.10-098-2004 Методика проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Чубаев С.А., Химич В.Н, Арбузов Ю.А., Галыга B.C., Коннов В.В. Формирование ориентированной стратегии капитального ремонта магистральных газопроводов. Газовая промышленность № 7,2010, с. 49-52.

2. Konnov VI.VI., Kuts I.A. Instrumental Complex "Ml" for Contactless Diagnostics of Gas Pipelines//10th European Conference on Non-Destiuctive Testing: Reports - Moscow, 7-11 June 2010. Report № 1.11.8. M.: Publishing house Spektr, 2010. [CD],

3. Konnov VI.VI. Complex Diagnostic Control of Branches of the Main Gas Pipelines//10th European Conference on Non-Destructive Testing: Reports - Moscow, 7-11 June 2010. Report № 1.11.22. M.: Publishing house Spektr, 2010. [CD],

4. Коннов В.В., Чикалов C.JI., Коннов Вл.Вл., Безголов С.И., Коннов A.B. Поиск утечек теплоносителя на подземных теплотрассах в городских условиях. Научное издание «XIX Всероссийская научно-техническая конференция по неразрушающему контролю и технической диагностике»: тезисы докладов. Самара, 6-9 сентября 2011 г. - М.: Издательский дом «Спектр», - 2011, с. 368-372.

5. Коннов В.В., Глушаков И.В., Куц И.А., Коннов A.B. Опыт работы компании по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов. «Тяжелое машиностроение» 2010, № 7, с. 11-12.

6. Коннов В.В. Оборудование и технология дистанционного видеотепловизионного диагностирования газопроводов. Интернет-журнал «Технологии техносферной безопасности», (ipb.mos.ru/ttb/2013-l/2013-l.html). Выпуск № 1 (47)-февраль 2013 г.

7. Коннов В.В. Обработка магнитометрической информации при дистанционной диагностике подземных стальных трубопроводов // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №6. С. 147-162. URL:http://www.ogbus.m/authors/KonnovW/KonnovW_l.pdf

8. Коннов В.В. Некоторые вопросы оптимизации магнитометрического метода контроля напряжённо-деформированного состояния подземного стального трубопровода // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №6. С. 163-176. URL: http://www.ogbus.ru/authors/KonnovW/KonnovW_2.pdf

9. Коннов В.В. Средства комплексной дистанционной диагностики подземных газопроводов. «Контроль. Диагностика». 2013. № 3, с. 68-70.

10. Коннов В.В., Глушаков И.В., Иванов Д.С., Коннов Вл.Вл. Возможность бесконтактного выявления зон концентрации напряжений на трубопроводах. Москва, Россия. http://rudocs.exdat.com/docs/index-343731 .html

11. Коннов Вл.Вл., Пронин Н.С., Коннов A.B., Борисов О.И. Оценка напряженно-деформированного состояния элементов трубопроводов в полевых условиях. Москва, Россия, http://www.imach.uran.ru/conf/mmp/tezis/t75.doc

12. Башкин A.A., Чубаев С.А., Митрохин A.M., Коннов В.В.. Реализация экологической безопасности технологических процессов при подготовке строительного производства в информационной среде. ООО «Газпромтрансгаз Сургут», г. Сургут, Россия. http://www.vimi.ru/infogoz/Izdanie/MIC_03_10.htm.

13. Коннов В.В., Коннов A.B., Глушаков И.В., Салюков В. В., Митрохин М.Ю. Диагностирование газораспределительных станций и отводов магистральных газопроводов. // Шестнадцатая Международная деловая встреча «Диагностика-2006» (г. Сочи, 17-21 апреля 2006 г.) Сб. материалов в 2 т. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - Т. 1, с. 170-174.

14. Проблемы распознавания мест выхода газа на подземных газопроводах по результатам видеотепловизионного обследования. // Разрушение, контроль и диагностика материалов и конструкций. Третья Российская научно-техническая конференция (г. Екатеринбург). Тезисы докладов. Екатеринбург: ИМАШ УрО РАН, 2007, с. 37.

Патенты на полезную модель и изобретение и свидетельства о государственной регистрации программ ЭВМ:

15. Коннов В.В. Патент РФ на полезную модель № 88453. Приборный комплекс для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов «М-1». Заявлено 30.07.2009.

16. Коннов В.В., Коннов A.B. Устройство для сплошного сканирующего контроля качества неповоротных цилиндрических деталей. Патент РФ на изобретение № 2455625. Бюл. изобр., 10.07.2012, № 19.

17. Митрохин М.Ю., Дзиоев K.M., ... Коннов В.В. и др. Свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ № 2010614305 от 05.07.2010 г. Ранжирование участков линейной части магистральных газопроводов для формирования плана капитального ремонта ООО «Газпром трансгаз Саратов».

18. Митрохин М.Ю., Дзиоев K.M., ... Коннов В.В. и др. Свидетельство о государственной регистрации программы ЭВМ № 2010614306 от 05.07.2010 г. Ранжирование участков линейной части магистральных газопроводов для формирования плана капитального ремонта ООО «Газпром трансгаз Сургут».

19. Митрохин М.Ю., Дзиоев К.М.....Коннов В.В. и др. Свидетельство о государственной

регистрации программы ЭВМ N° 2010614307 от 05.07.2010 г. Ранжирование участков линейной части магистральных газопроводов для формирования плана капитального ремонта ООО «Газпром трансгаз Волгоград».

Нормативные документы:

l.OAO «Газпром». Методика наземного комплексного технического диагностирования пересечений трубопроводов. Р Газпром 2-2.3-481-2010. Беспалов В.И., Митрохин М.Ю. ... Коннов В.В. и др. - М.: ОАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ЗАО НПЦ «Молния», ЗАО «Промгазинжиниринг», ООО «Газпром экспо». 2011. - 36 с.

2.СТО Газпром РД 1.10-098-2004. Методика проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов. В.А. Усошин, М.Ю. Митрохин ... В.Вл. Коннов и др. М.: ИРЦ Газпром. 2004. - 68 с.

3. Методика надземного комплексного технического диагностирования отводов магистральных газопроводов. В.В. Коннов, Вл.Вл. Коннов, И.И. Губанок, В.В. Салюков, М.Ю. Митрохин и др.. - М.: ЗАО НПЦ «МОЛНИЯ». 2007. - 41 с.

ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР «МОЛНИЯ»

РАЗРАБОТКА ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ И СРЕДСТВ КОМПЛЕКСНОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 05.11.13. - «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий»

На правах рукописи

УДК 620.179.13 УДК 620.179.14

04201356745

Коннов Владимир Владимирович

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

1Р*

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Бобров В.Т.

Москва - 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ Стр.

ВВЕДЕНИЕ 4

Глава 1. Обзор технологии, методов и средств диагностирования технического состояния магистральных

газопроводов 8

1.1. Характеристика объекта и задач диагностирования МГ 8

1.1.1. Структура систем и задачи диагностирования МГ 8

1.1.2. Дефекты линейной части и элементов инфраструктуры МГ 12

1.1.3. Концепция диагностирования газопроводов 15

1.2. Технологии, методы и системы НК и ТД газопроводов 18

1.2.1. Технологии, методы и системы внутритрубной диагностики 18

1.2.2. Технологии, методы и системы наружного диагностирования ТП 21

1.2.3. Комбинированные диагностические технологии и системы 23

1.2.4. ЭМА метод и аппаратура диагностики трубопроводов 24

1.2.5. Дистанционные технологии, методы и системы контроля ГП 25

Выводы (Цель и задачи работы) 37

Глава 2. Развитие концепции интеллектуальной технологии и исследование методов дистанционного диагностирования

газопроводов 39

2.1. Развитие концепции интеллектуальной технологии комплексного диагностирования газопроводов 39

2.2. Оптимизация магнитометрического метода контроля НДС подземного стального трубопровода 44

2.3. Обработка магнитометрических сигналов при дистанционной диагностике подземных стальных трубопроводов 54

2.4. Исследование видеотепловизионного метода контроля 67 Выводы 76

Глава 3. Разработка комплексного оборудования для

дистанционного диагностирования газопроводов 77

3.1. Электро- магнитометрический комплекс «М-1» для бесконтактного диагностирования газопроводов 77

3.2. Комплекс видеотепловизионного контроля утечек ВТК-1 84 Выводы 87

Глава 4. Интеллектуальная технология комплексного

диагностирования газопроводов 88

4.1. Комплексное наземное диагностирование 88

4.2. Технология и результаты применения комплекса «М-1» 97

4.3. Технология и результаты применения дистанционного видеотепловизионного метода обнаружения утечки газа 100

4.4. Диагностирование и разбраковка труб при проведении капитального ремонта и переизоляции газопроводов 108

4.5. Диагностирование и капитальный ремонт 114

4.6. К оценке достоверности диагностирования газопроводов 119 Выводы 123 Основные выводы и результаты работы 125 Список сокращений 127 Литература 128 Приложения 145

ВВЕДЕНИЕ

В России создана и продолжает развиваться крупнейшая в мире Единая система газоснабжения, в состав которой входят около 160 тыс. км магистральных газопроводов (МГ) и газопроводов-отводов (ГПО).

Проблемы техногенной, экологической и антитеррористической безопасности, являющиеся весьма актуальными для современного общества, при эксплуатации газотранспортной системы также играют первостепенную роль. Они требуют постоянного совершенствования методов, создания средств и разработки современных технологий неразрушающего контроля и технической диагностики. Большая протяженность и сложившаяся возрастная структура магистральных газопроводов (от 10-ти до 30-ти и более лет) являются факторами, объясняющими значительное число крупных аварий и катастроф, которые приводят к гибели людей, наносят огромный ущерб экономике и экологический урон окружающей среде.

Несмотря на постоянное совершенствование технологии производства труб на металлургических предприятиях и в условиях монтажа трубопроводов, наличие средств неразрушающего контроля и технической диагностики, некоторая часть производственных дефектов остаётся необнаруженной. В процессе эксплуатации по причине износа труб (возраст свыше 30 лет имеют более трети из них) из-за нарушения изоляции, влияния агрессивных сред, повреждения в процессе хозяйственной деятельности и террористических акций возникают эксплуатационные дефекты труб и другого оборудования. Известны случаи аварий и катастроф, связанных с взрывами газопроводов в результате утечки газа из-за выхода газа в атмосферу и, по мнению экспертов, их число может возрасти. Утечка газа является причиной серьезных аварий - взрывов высвободившегося газа и разрывов трубопровода, сопровождающихся пожарами, повреждением сооружений, материальных ценностей, потерей огромных объёмов углеводородного сырья, негативным воздействием на окружающую среду и гибелью людей. Возникновение утечек приводит к загрязнению атмосферы

такими газами, как метан, пропан и другими.

Для своевременного обнаружения дефектов применяются методы внутритрубной диагностики с последующим уточнением их наличия методами контроля в шурфах. Для обнаружения утечек, их локализации и общей оценки состояния газопроводов используются методы наземной диагностики с использованием газоанализаторов и ряда дистанционных методов мониторинга, таких как фото- и видеонаблюдение, а также тепловизионное, радиолокационное и лазерное зондирование. Многообразие объектов инфраструктуры газопроводов и сложность обнаружения разнородных дефектов приводит к необходимости применения комплекса методов и оборудования неразрушающего контроля и технической диагностики, среди которых наибольшее применение находят как контактные - ультразвуковой, электрометрический, капиллярный и др., так и бесконтактные - магнитный, вихретоковый, оптический и др. Применяемые методы неразрушающего контроля и технической диагностики линейной части газопроводов, в особенности газопроводов-отводов, в большинстве малопроизводительны, затратны и зависят от уровня квалификации персонала и «человеческого фактора» в целом. Процесс ручной обработки результатов диагностирования также занимает значительное время, что нередко приводит к запозданию с принятием решений по предотвращению опасных происшествий. Отсутствие высокопроизводительных средств и технологий диагностики сдерживает производительность комплексов по ремонту и переизоляции газопроводов.

Поэтому целью работы является развитие интеллектуальной технологии и средств комплексного диагностирования линейной части газопроводов, обеспечивающих повышение производительности и надёжности процесса контроля и снижение влияния человеческого фактора.

В связи с этим тема настоящей работы сформулирована как «Разработка интеллектуальной технологии и средств комплексного диагностирования газопроводов».

В процессе проведения работы сформулированы и решены следующие

научно-методические, технические и технологические задачи:

1. Развита концепция интеллектуальной технологии комплексного диагностирования магистрального газопровода на базе информационных и спутниковых навигационных технологий.

2. На основе вейвлетного преобразования получены аналитические выражения для расчета комплексных показателей чувствительности и помехоустойчивости магнитометрической системы измерения параметров магнитного поля над подземным стальным трубопроводом, позволившие оптимизировать схемы и базы измерения пространственных составляющих напряженности магнитного поля, снизить уровень случайного шума в несколько раз и существенно повысить достоверность выявления областей с ЗКН металла.

3. Разработаны и изготовлены комплекс «М-1» для электромагнитометрической бесконтактной диагностики газопровода и экономичный видеотепловизионный комплекс ВТК-1 для дистанционного мониторинга утечки газа на газопроводах, базирующийся на лёгких летательных аппаратах -вертолёте, дельталёте и др.

4. В процессе дистанционного мониторинга исследована и экспериментально подтверждена возможность выявления видеотепловизионным методом утечек газа в диапазоне ИК-излучения с расходом газа 0,05 кг/с и более по охлаждению грунта над газопроводом и в оптическом диапазоне по изменению цвета растительности и грунта.

5. Разработана и внедрена технология видеотепловизионного мониторинга, вошедшая в «Методику надземного комплексного технического диагностирования отводов магистральных газопроводов».

6. Доказано, что комплексное наземное техническое диагностирование магистральных газопроводов дополняет результаты внутритрубного диагностирования и вносит свой вклад в разработку обоснованных планов капитального ремонта.

7. Создана информационная система поддержки планирования, организации, подготовки и проведения диагностических работ на газораспределительных станциях.

8. По разработанным технологиям диагностирования специалистами НПЦ «Молния» обследовано более 1000 ГРС, около 3 тыс. км газопроводов-отводов и около 800 км магистральных газопроводов при их капитальном ремонте и переизоляции.

9. Результаты проведенных исследований использованы при разработке НТД, действующей в ОАО «Газпром».

В настоящей работе обобщены результаты исследований в области создания методов и средств неразрушающего контроля и технической диагностики газопроводов, выполненные автором в ЗАО «Научно-исследовательский институт интроскопии МНПО «Спектр» и в ЗАО Научно-производственный центр «МОЛНИЯ» в период с 1999 по 2013 год.

Основные результаты работы докладывались и получили одобрение на 12-ти Международных и Всероссийских конференциях и деловых встречах. По результатам выполненных исследований опубликованы 22 работы, в том числе 9 статей в изданиях, рецензируемых Высшей аттестационной комиссией Минобрнауки РФ, И статей и тезисов докладов в других изданиях, получены патенты РФ на полезную модель и на изобретение.

Предложенные принципы построения, функциональные схемы и программное обеспечение аппаратуры «М-1» для дистанционного магнитометрического контроля газопроводов и приборного комплекса ВТК-1 на базе летательных аппаратов для обнаружения утечек газа реализованы в разработанной и выпущенной аппаратуре, используемой при обследовании линейной части магистральных газопроводов.

Интеллектуальная технология обеспечивает существенное повышение производительности труда, повышает качество обследований, сокращает количество ошибок при обработке результатов, снижает влияние человеческого фактора.

4 А

Глава 1. Обзор технологии, методов и средств диагностирования технического состояния магистральных газопроводов

1.1. Характеристика объекта и задач диагностирования МГ

1.1.1. Структура систем и задачи диагностирования МГ

В России создана и в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2030 года» [131] продолжает развиваться крупнейшая в мире Единая система газоснабжения (ЕСГ), в состав которой входят более 160 тыс. км магистральных газопроводов, около 300 компрессорных и 4000 газораспределительных станций, 20 объектов подземного хранения газа (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Газотранспортная сеть ОАО «Газпром»

В связи с растущим потреблением природного газа, увеличением объёмов его добычи и транспортировки к местам потребления, проблемы оценки технического состояния и обнаружения утечек газа из газопроводов имеют поистине мировое значение. Учитывая огромные запасы и объёмы добычи газа и протяжённость МГ, проложенных вблизи населённых пунктов, автомагистралей и железных дорог, задача обеспечения безопасности их эксплуатации и охраны

8

окружающей среды на территории России и стран-потребителей газа становится первостепенной.

По причине развития дефектов металла труб заводского происхождения, возникновения эксплуатационных дефектов и износа труб (более трети из них имеют возраст свыше 30 лет), а также из-за внешней и внутренней коррозии в системах газопроводного транспорта происходят десятки аварий, в том числе сопровождающихся утечкой газа в атмосферу, в дальнейшем, по мнению экспертов, их число может возрасти [62, 105, 170, 171].

Утечка газа является косвенной причиной серьезных аварий - взрывов высвободившегося газа и разрывов трубопровода, сопровождающихся пожарами, повреждением сооружений, потерей материальных ценностей, потерей огромных объёмов углеводородного сырья, негативным воздействием на окружающую среду и гибелью людей.

Так, в результате утечки газа,

скопившегося на железнодорожной

станции в районе г. Уфа, 4 июня 1989 г. в

момент прохождения двух встречных

поездов произошёл взрыв. Последовавший

за ним пожар унес жизни 645 человек,

были ранены еще около 600 человек [77]. Рис. 1.2. Взрыв и пожар на

В ночь с 9 на 10 мая 2009 г. на Озерной газопроводе на западе Москвы, 2009

улице на западе Москвы произошёл взрыв на газопроводе, за ним последовал пожар, признанный самым большим в послевоенной истории столицы (рис. 1.2). На его тушение ушло свыше 15 часов, пострадали пять человек, сгорели и получили повреждения более 80 автомашин [130]. Возникновение утечек приводит к загрязнению атмосферы. Основным загрязняющим веществом является метан, составляющий по разным данным от 80 до 95% общего количества углеводородов, выброшенных в атмосферу вследствие утечек. Он является вторым по значимости после углекислого газа, приводящим к «парниковому эффекту».

• "" ИТ

Поэтому вопросам диагностики магистральных газопроводов (МГ) и газопроводов-отводов (ГПО), в том числе обнаружения утечки газа, уделяется серьёзное внимание как исследователями и создателями систем технической диагностики, так и специалистами, обеспечивающими строительство и эксплуатацию газопроводов.

Исследования применительно к методам НК и ТД ведутся в таких организациях, как ЗАО «НИИИН МНПО «Спектр», МГТУ им. Н.Э. Баумана, ИМАШ РАН, ОАО «ВНИИГАЗ», ОАО ЦТД «ДИАСКАН», ООО «ИНТРОН+» и др. (г. Москва), Институт физики металлов и Институт машиноведения Уро РАН (г. Екатеринбург), Институт электросварки им. Е.О. Патона HAH Украины (г. Киев), Физико-технический институт РАН (г. Ижевск), ИНК ТПУ (г. Томск), Институт нефти и газа (г. Ивано-Франковск) и др.

Наиболее весомый вклад в развитие методов НК и ТД, а так же методов контроля НДС внесли советские и российские ученые В.В. Клюев, H.A. Махутов, Н.П. Алешин, Э.С. Горкунов, С.Я. Соколов, И.Н. Ермолов, А.К. Гурвич, А.И. Потапов, A.A. Самокрутов, В.В. Сухоруков, В.Г. Шевалдыкин, В.Е. Щербинин, В.П. Вавилов, В.Г. Щербинский и др. [2, 27, 69, 114, 124, 132, 195, 196].

Важные исследования методов и технологий НК и ТД газопроводов выполнены А.И. Гриценко, П.П. Бородавкиным, О.М. Иванцовым, П.А. Халилеевым, C.B. Алимовым, О.И. Стекловым, В.В. Салюковым, А.Н. Коваленко, В.В. Харионовским, Б.В. Будзуляком, Г.А. Гиллером, В.А. Канайкиным, A.B. Василевичем, C.B. Петровым и др. [26, 30, 44, 128, 144 156, 181, 185, 190].

Строительными нормами и правилами [152] предусматривается создание и

эксплуатация МГ и ответвлений от них с условным диаметром до 1420 мм

включительно, с избыточным давлением среды от 1,2 МПа до 10 МПа. В состав

магистральных трубопроводов входят трубопроводы (от места выхода с промысла

подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и

лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные препятствия,

узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и

устройствами для ввода метанола; компрессорные и газораспределительные

Ю

станции (КС и ГРС); установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средств телемеханики трубопроводов; здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов и другие объекты. При подземной прокладке трубопроводов Pix заглубление до верха трубы составляет 0,8 м.

В процессе изготовления газопроводов используют разные трубы: бесшовные из малоуглеродистых сталей, сварные прямошовные и спиральношовные из малоуглеродистой и низколегированной стали, сварные из высокопрочной стали. Длина поставляемых новых труб находится в пределах от 10,5 до 11,6 м. Трубы соединяют между собой кольцевыми сварными швами, выполненными в полевых условиях в основном ручной электродуговой сваркой.

Рис. 1.3 . Задачи технического диагностирования JT4 МГ

Одной из важнейших задач, возникающих при эксплуатации таких технически сложных объектов, как газопроводы, является управление их целостностью, в связи с чем серьёзное внимание уделяется организации диагностирования с использованием комплекса методов НК и ТД (рис. 1.3) [185, 186, 188, 222, 227].

Основным методом диагностического обслуживания ЛЧ МГ является внутритрубная диагностика, осуществляемая с помощью снарядов-дефектоскопов, вводимых в трубопроводы через специальные камеры приема-запуска и движущиеся в них в потоке газа (Руководящий документ ОАО «Газпром» РД-51-2-97). Однако некоторые участки МГ и газопроводы-отводы в настоящее время не оборудованы этими камерами, имеют в своем сост�