автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.11, диссертация на тему:Разработка комплексной системы диагностического обеспечения линейной части магистральных газопроводов

Гч.

сп

55 На правах рукописи

СУ>

( Канайкин Виктор Архипович

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность: 05.02.11 — Методы контроля и диагностика в машиностроении

Диссертация в форме научного доклада на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 1997

Работа выполнена в ПО «Спецнефтегаз».

Научный руководитель: —доктор технических наук

Чабуркин В. Ф.

Официальные оппоненты: —доктор технических наук,

профессор Фирстов В. Г. — кандидат технических наук Вощанов А. К.

Ведущее предприятие: — Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий ВНИИГАЗ.

Защита состоится «............» ...................................................... 1997 г.

в........................ часов па заседании диссертационного совета

Д 053.15.07 при Московском государственном техническом университете им. Н. Э. Баумана по адресу: 107005, г. Москва, 2-я Бауманская, д. 5.

Ваш отзыв в одном экземпляре, заверенный печатью, просим выслать по указанному адресу.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МГТУ им. Н. Э. Баумана.

Телефон для справок: 267-09-63.

Диссертация в форме доклада разослана

€............».......................................... 1997 г.

И. о. ученого секретаря диссертационного совета доктор техн. наук, профессор В. М. Неровный

Типография МГТУ им. Н. Э. Баумана Заказ 108. Тир. 100 экз. Объем 2 п. л.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Обеспечение потребностей внутреннего и внешнего рынков энергоносителями и, в частности газом и нефтью, в современных экономических условиях хозяйствования приобретает важное социальное и политическое значение. Освоение все более удаленных от источников потребления газовых месторождений, таких как Ямальское, увеличение протяженности трубопроводных систем с одновременным повышением требований к их надежности и безопасности требует дальнейшего развития трубопроводного транспорта, разработки и внедрения новых научных и технических решений в области диагностики, анализа и прогнозирования развития дефектов трубопроводов.

В то же время возрастает относительная протяженность находящихся в эксплуатации газопроводов, чей ресурс уже исчерпан или близок к этому. Так, пятая часть от общей протяженности магистральных газопроводов эксплуатируется более 30 лет. Более половины объектов введено в эксплуатацию более 20 лет назад. Для поддержания их работоспособности необходимо проведение комплексного диагностического обследования этих трубопроводов.

Уже первый опыт, в частности внутритрубной диагностики, показал, что развитие трубопроводного транспорта велось без учета необходимости их диагностического обслуживания: отсутствуют камера приема-запуска снарядов, используются неравнопроходные сечения не только на переходах, но и на линейных участках и т.п.

Предварительный анализ отказов показывает, что их источником являются чаще всего дефекты металла и сварных соединений, в том числе металлургического и строительного происхождения. Вместе с тем установление причинно-следственной связи отказов с тем или иным видом дефектов все еще является проблемой из-за большого количества влияющих факторов и высокой трудоемкости этих работ. Недостаточна база данных о дефектности трубопроводов, что затрудняет выбор оптимальных методов и средств диагностики.

Тем не менее имеющийся анализ отказов сварных соединений свидетель-I ствует о наличии в них дефектов, превышающих предельно допустимые нормы при изготовлении. Это указывает на необходимость дополнительного < анализа выявляемое-™ и достоверности контроля при строительстве.

В действующих НТД и на практике отсутствует система оценки динамики фактического положения трубопровода в пространстве, а значит и выхода его напряженно-деформированного состояния за проектные решения.

Сооружение новых газопроводов системы Ямал-Запад с повышенными рабочими параметрами требует разработки комплексной системы их диагностического обеспечения. Решение этой проблемы возможно на пути создания единой комплексной системы контроля технического состояния газопроводов

на всем их "жизненном" цикле, начиная со строительства и заканчивая капитальным ремонтом и реконструкцией. Важнейшим условием реализации такой системы является широкое внедрение средств неразрушающего контроля, основанных на различных физических принципах, как новых, так и совершенствовании ранее применявшихся.

Применению средств неразрушающего контроля при изготовлении и строительстве магистральных газопроводов уделялось немало внимания и до настоящего времени. В период строительства и освоения Уренгойского газо-конденсатного месторождения с привлечением ведущих организаций страны - МВТУ им. Н.Э.Баумана, ВНИИСТа, ИФМ, ВНИИНКа и других разрабатывались средства автоматизированного ультразвукового контроля. В это же время закладывались основы создания отечественных внутритрубных средств неразрушающего контроля основного металла и сварных соединений трубопроводов.

Большое внимание было также уделено теоретическим аспектам неразрушающего контроля, как новых (акустико-эмиссионный, автоматизированные ультразвуковой и электромагнитный), так и теории комплексного применения разных методов с точки зрения оптимизации объемов контроля и максимальной выявляемое™ дефектов. Существенный вклад в перечисленные работы внесен учеными ВНИИСТа, МГТУ им. Н.Э.Баумана, ВНИИНКа, ИЭС им. Е.О.Патона, институтов ВНИИГАЗ, "Транспрогресс" и других.

Теоретической основой и исходной базой для исследований и разработок автора явились труды отечественных ученых и специалистов - Н.П. Алешина, В.Н. Волченко, А.К. Гурвича, О.М. Иванцова, Л.С. Лившица, А.Г. Мазеля, А.З. Райхмана, В.Ф. Чабуркина, В.Г. Щербинского, ученых и специалистов зарубежных стран - М. Кренинга, Вюстемберга, Т. Вахавиолоса, Дж.О.Бейрн и др.

Цель работы и основные задачи исследований. Целью работы является повышение безопасности и надежности магистральных газопроводов путем разработки комплексной системы дагностического обеспечения линейной части магистральных газопроводов, предусматривающей формирование единого комплекса мер и технических решений по неразрушающему-контролю и. диагностике на этапах проектирование-строительство-эксплуатация. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ отказов газопроводов и систематизация дефектов, являющихся ] очагами их развития при строительстве и в процессе эксплуатации;

- разработка технологии контроля технического состояния трубопровода I и сварных соединений в процессе строительства и эксплуатации с учетом создания единого информационного пространства результатов контроля;

- разработка исходных и технических требований для создания новых средств высокопроизводительных автоматизированных средств контроля; .

■

- формализация и разработка форм для сбора, автоматизированной обработки, учета, анализа, хранения и анализа результатов контроля технического состояния магистральных газопроводов на всех этапах "жизненного цикла".

- разработка комплекса нормативно-технологической документации при изготовлении и строительстве магистральных газопроводов.

Методы исследования. Исследования выполнялись с применением аппаратуры и средств физических методов исследований, радиографического, акустических, магнитного, тензометрического и других методов контроля. Обработка результатов производилась с использованием методов математической статистики и корреляционного анализа.

Научная новизна работы заключается в следующих полученных результатах:

- выявлены и формализованы основные признаки по критериям диагностики наиболее опасных групп дефектов, формирующих очаги отказов газопроводов;

- предложены принципы построения многоуровневой системы диагностического обеспечения надежности линейной части газопроводов как единый непрерывный комплекс оценки состояния газопровода на этапах проектирование-строительство-эксплуатация;

- разработан алгоритм расчета ультразвукового поля преобразователя с выравненной чувствительностью для раздельного режима излучения-приема в нормируемой области объекта контроля.

Практическая ценность работы и ее реализация. Основные результаты работы использованы при разработке научно-технической и производственной программы РАО "Газпром" "Комплексная система диагностики и технической инспекции газопроводов России", Положения РАО "Газпром" "О независимом техническом надзоре и контроле качества строительства объектов газотранспортной системы Ямал-Европа", инструкции РАО "Газпром" "О порядке взаимоотношений независимого технического надзора с подрядными организациями, осуществляющими строительство объектов газотранспортной системы Ямал-Европа". Разработаны и внедрены первые отечественные комплексы средств внутритрубной диагностики магистральных газопроводов ■ диаметром 1020, 1220 и 1420 мм на основе магнитной дефектоскопии высокой разрешающей способности, апробированы комплекс автоматизированного уз контроля и новая система инструментального технического надзора и контроля качества строительства на белорусском участке протяженностью 209 км газотранспортной системы Ямал-Европа.

На защиту выносятся следующие основные положения работы: - статистические распределения дефектов основного металла и сварных соединений по видам, характеру, ориентации и месту расположения;

- принципы построения и реализация многоуровневой системы диагностического обеспечения линейной части магистральных газопроводов;

- методика расчета ультразвукового поля преобразователя с выровненной чувствительностью для раздельного режима излучения-приема;

- методология комплексного применения технических средств для дефектоскопии и внутритрубной диагностики газопроводов, включая приборы контроля пространственного положения трубопровода и его напряженного состояния.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы представ- -лены на конференциях, симпозиумах по проблемам неразрушающего контроля и диагностики, в частности:- Международная научно-практическая конфе-' ренция по проблеме "Безопасность трубопроводов" - Москва, 1995 г.; 14-я Российская конференция "Неразрушающий контроль и диагностика" - Москва, 1996 г.; Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96" - Москва, 1996 г.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 7 печатных трудов, в том числе 2 нормативных документа.

Автор выражает большую признательность ученым и специалйстам ведущих организаций в области неразрушающих методов контроля и диагностики: МГТУ им. Н.Э.Баумана, ВНИИСТа, ИФМ, ВНИИНКа, ВНИИГАЗа, МНПО "Спектр".

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Анализ отказов трубопроводов в процессе эксплуатации. Анализу аварийных разрушений трубопроводов уделяется обоснованное внимание и посвящено большое количество работ. Современный анализ статистики и физики отказов проведен в работах В.Ф. Чабуркина, где получены зависимости частот отказов от длительности эксплуатации и показана роль отдельных дефектов и их сочетаний в образовании очагов отказов трубопроводов.

Данные по отказам трубопроводов по объединениям "Уралтрансгаз", "Тюменьтрансгаз" и "Ухтатрансгаз" за 1978-1989 гг. [1,2] обработаны нами совместно с данными указанных работ и представлены на рис. 1. Исходя из принятой классификации дефектов по их происхождению на металлургические, строительные и эксплуатационные и согласно представленной статистике, где дефекты стресс-коррозионного происхождения выделены в отдельную группу, необходимо сделать следующие замечания:

частота отказов в период после 10 лет эксплуатации возрастает более, чем 2 раза (соответственно 30 % и 70 %);

доля отказов по вине дефектов металлургического и строительного прои< хождения составляет около четверти от общего количества и несуществен! изменяется в зависимости от срока эксплуатации (27 % в первые 10 лет и 20 ' - позднее).

Таким образом, наибольшее количество отказов в первые 10 лет после ввода газопровода в эксплуатацию связано с проявившимися дефектами, допущенными при изготовлении трубопровода (металлургическими) и строительстве (сварка, укладка в траншею и др.), а в дальнейшем отказы наиболее часто происходят по причинам коррозии, стресс-коррозионных поражений и нарушений эксплуатационных режимов.

В частности, в 1993 г. по данным РАО "Газпром" причины разрушений, исходя из принятой классификации, составили следующее соотношение:

металлургические - 13,3 %; строительный- 23,9%; эксплуатационные - 36,7 %; прочие - 26,7 %.

Распределение и характер дефектов сварных соединений. Одним из основных источников возникновения очагов разрывов магистральных газопроводов являются дефекты кольцевых сварных соединений. Разрывы по сварным швам заводского изготовления наблюдаются значительно реже. Наиболее опасными являются плоскостные дефекты - трещины, непровары, подрезы. Частота их ответственности за образование очагов отказов составляет 60-80 % от частоты присутствия в изломах.

Наличие непроваров как источников последующих отказов газопроводов обусловлено, с одной стороны, применяемыми способами сварки и, с другой стороны, используемыми методами неразрушающего контроля. Как видно из представленных данных, даже при проведении на стадии изготовления сплошного радиографического контроля в эксплуатации все-таки оказываются пропущенные дефекты. Поэтому актуально рассмотреть вопросы дефектообразо-вания при различных способах сварки и выявляемость дефектов различными методами контроля.

Несмотря на развитие и внедрение в последние^ годы новых способов сварки, таких как контактная сварка оплавлением, сварка порошковой прово-

М

лл

и

И 1 2 3-5 6-1011-15 16-20 >20~~ ДЛИТЕЛЬНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ГОДЫ Д - коррозионные; Д -металлургические; -строительные; -эксплуатациожые

Рис.1. Частота отказов газопроводов в зависимости от длительности эксппуации

локой и других, основными способами сварки остаются ручная электродуговая сварка, применяемая на трассе и частично на трубосварочных базах, и полуавтоматическая сварка под флюсом, применяемая на трубосварочных базах.

Проведенный на массиве в 4000 стыков диаметром 1420 мм анализ результатов радиографического и ультразвукового контроля, выполненного на объектах треста "Севертрубопроводстрой", показал распределение дефектов по типам, представленное на рис. 2. Как видно из представленных данных, плоскостные дефекты (непровары, несплавления по кромкам, подрезы), хотя и не являются массовыми, но именно они, как было показано выше, представляют наибольшую потенциальную опасность. Характерно, что плоскостные дефекты не обнаруживаются радиографическим контролем практически полностью.

Анализ данных о влиянии отдельных дефектов'различных типов и их сочетаний на развитие отказов газопроводов показывает, что поры при отсутствии других дефектов не вызывают разрушения сварных соединений, а при сочетании дефектов различных типов ответственными за разрушения являются в основном плоскостные дефекты (трещины, непровары, несплавления, подрезы).

С целью последующей %

корректировки имеющихся методик и разработки новых средств контроля был выполнен анализ распределения дефектов в наплавленном металле шва и по линии сплавления. На рис. 3 представлены распределения дефектов в сварном соединении для поворотной сварки на установке ПАУ 1001 и в трассовых условиях, а также на установке БТС 143.

68,7

тип дефектов

% 82,6

Как видно из представленных данных для поворотной сварки ПАУ 1001 и ручной сварки наиболее характерно расположение дефектов в средней части шва. Преимущественно - это шлаковые включения и непровары между проходами сварки. Для сварки БТС 143 харак-

сс

I-

о о. с

г г и

* 17,4

гг *

тип дефектов

Ц -ультразвуковой контроль

[Ц -радиографический контроль

Рис.2. Распределение по типам дефектов, выявленных при контроле

тсрно меньшее количество дефектов и распределены они равномерно по высоте шва, но эти дефекты - преимущественно непровары и несплавления в притуплении между внутренним и наружным проходами сварки и по кромкам разделки шва - и именно они пропускаются при радиографическом контроле.

Ультразвуковой контроль основного металла и сварных соединений.

ю-

—-

НИЩ2 ^ 1- •

ц> — ■ - Н

0,2 0,4

0,8 1,0

с» й± ;

»

Ш!

Наличие в очагах аварий плоскостных дефектов, превышающих нор-

мативные размеры, заставляет уделять применению уз контроля особое внимание. Массовый характер контролируемой продукции и специфические климатические условия определяют обязательность применения автоматизированных средств уз контроля. Решающим условием работоспособности и надежности таких установок * является сокращение количества пьезопреобразо-вателей, которое может быть получено за счет применения преобразователей с выровненной чувствительностью в заданной зоне контроля.

До настоящего времени выравнивание чувствительности применительно к призматическим преобразователям для контроля труб не рассматривалось.

Решение этой задачи проводилось в рамках настоящей работы при разработке системы контроля СК-38, выполняемой ДАП "Оргэнергогаз" совместно с Обнинским филиалом НИКИМТа и МГТУ им. Н.Э. Баумана. На рис. 4 представлена схема распространения уз колебаний в металле трубы, являющаяся моделью для вывода расчетных соотношений.

Потенциал поля в фокусе пересечения полей излучателя и приемника: ф = (г, + - .У) / (п + п, + (Л-.V) / _ |

(До+т) " 4 ')

Потенциал поля в ближайшей точке выравнивания чувствительности:

0.2 0.4 0.6 0.8 Ц-ПДУ 1001 и ручная [3-БТС143

Рис. 3. Распределение дефектов по высоте шва

Ф2 = ехр(-0,14а2к25т2&)

Показатель неравномерности чувствительности: АА = 201о£(Ф1/Ф2) Здесь: 3 - угол падения луча, соответствующего ближайшей точке выравнивания; И - наружный радиус трубы; Б - толщина стенки трубы; - глубина расположения ближайшего дефекта; а - угол ввода уз колебаний; гп -высота оси центра излучения в призме; ( - частота уз колебаний; а - радиус пьезоэлемента; Си , Сц - скорость продольной и поперечной волн в металле; Си .скорость продольной волны в призме преобразователя; 8М - затухание уз волн в контролируемом металле

Приведенные соотношения были использованы при разработке акустической системы установки СК-38, показанной на рис. 5. Акустическая система состоит из 6 преобразователей, расположенных по 3 с каждой из сторон шва и реализует следующие схемы прозвучивания металла:

- наклонными (призматическими) преобразователями по раздельной схеме под углом 45 град к оси трубы. Расстояния между приемником и излучателем выбираются в зависимости от толщины трубы так, чтобы обеспечить пересечение их пучков на наружной поверхностях листа. Эта схема обеспечивает обнаружение продольных дефектов ориентированных вдоль оси трубы, и развивающихся от наружной поверхности вглубь листа;

- прямым или раздельно-совмещенным преобразователем (в зависимости от толщины трубы) для обнаружения возможных расслоений;

Чувствительность контроля соответствует продольно ориентированному плоскостному дефекту глубиной более 0,2 мм. В противном случае неизбежна перебраковка допустимых по ВСН 012-88 рисок и царапин на поверхности трубы.

Распределение и характеристики дефектов основного металла труб. Дефекты основного металла являются одними из наиболее массовых в очагах отказов газопроводов - до 60 % случаев уже после 3-5 лет эксплуатации. Наиболее типичные и опасные из них -стресс-коррозионные трещины (КРН) и расслоения, которые присутствуют в месте излома зачастую одновременно. Разрушения по вине таких дефектов происходят в зоне неподалеку от продольного заводского шва. Показано [1,2], что КРН встречаются на участке 5-7 часов (нижняя часть трубопровода) независимо от того, попадает ли на этот участок заводской шов или не попадает. По данным "Тюменьтрансгаза" очаги КРН располагаются вдоль трубы на расстоянии 100-250 мм от продольного сварного шва.

Как объект дефектоскопии стресс-коррозионные дефекты представляют собой колонии поверхностных трещин параллельных друг другу и ориентированных параллельно образующей трубы. Развиваются они от наружной поверхности трубопровода практически в плоскости перпендикулярной образующей трубы. Например, по данным фирмы "Транс-Канада пайплайнс" источником образования КРН из 4 зафиксированных случаев аварий на газо-троводах 914x9,1 мм явились царапина глубиной 0,18 мм - в одном случае, И ¡она продольного сварного шва, выполненного двухсторонней сваркой по флюсом (по-видимому подрезы или несплавления по кромкам) - в остальных рех случаях. По оценкам "Тюменьтрансгаза" источником развития трещин [вляются продольные строчечные неметаллические включения металлурги-[еского (ликвационного) происхождения, оказавшиеся в процессе технологи-еского процесса проката и раскроя листа в его краевых участках.

Ось сварного шва

1 - РС или прямой преобразователь

2 - призматический излучатель

3 - призматический приемник

Рис. 5 Схема уз контроля околошовной зоны продольного шва

Практически наблюдаемые при авариях магистральные трещины являются результатом слияния первичных коррозионных трещин в процессе разрыва трубопроводов. Специальные исследования природы, характера и размеров исходных коррозионных трещин являются весьма трудоемкими и требуют специальных средств и методик. Такие работы ведутся за рубежом около 10 лет и активно ведутся в нашей стране в последние годы. На рис. 6 показаны выявляемость участков с КРН и размеры обнаруженных трещин по данным фирмы "Транс-Канада пайплайнс". Как показывают и отечественные и зарубежные данные, первичные стресс-коррозионные трещины могут иметь размеры 5-35 мм в длину и 5-50 % от толщины стенки в глубину.

В целях получения обобщающих данных о причинах стресс -коррозионных разрушений выполнен анализ требований к трубным сталям. Анализ проведен на основе сравнения действующих технических условий ТУ 84-94, по которым производится поставка труб для строительства в 1996г. газопровода Ямал-Европа, с зарубежными стандартами и техническими условиями на трубы. При проведении анализа использованы данные следующих стандартов: API5AC-C90, AISI 4130, DIN 17172, EEMUA 166, ANI 5L, ICU, CanSA.

На основе проведенного анализа с настоящее время разрабатываются новые требования на

300 250

поставку труб для второй очереди строительства газопроводной системы "Ямал-Европа", в которых предусматривается введение критерия стойкости против образования стресс-коррозионных трещин.

Расслоения являются дефектом металлургического происхождения и к образованию очагов отказов газопроводов имеют отношение как правило в случаях попадания в зоны сварных соединений. Это указывает на важность своевременного выяв-10

Количество отрытых участков

200 150 100 50 0

Лента ПЭ Битум

□ Всего отрытых □ В том числе с КРН

Количество обнаруженных колоний трещин 1800 1600 41400 41200 1000 4' 800 -600 -400 -200 40

Всего >5 % >10 % □ Лента ПЭ и Битум Рис.6 Общие результаты анализа трубопроводов диаметром 914 мм на наличие стресс-коррозии по данным Транс-Канада Пайплайн

линия таких расслоений.

Решение вопроса по исключению аварийных ситуаций вследствие расслоений возможно за счет ужесточения нормативных требований на поставку труб, введение обязательного 100% сплошного ультразвукового контроля листа и труб на заводе-изготовителе, приемочного контроля организациями технадзора и диагностикой в процессе эксплуатации.

Напряженное состояние МГ. Внутренние напряжения оказывают определяющее воздействие на скорость развития дефекта любой природы (вплоть до вызванного этим развитием разрушения). Поэтому без определения фактических действующих напряжений в зоне дефекта невозможно оценить степень опасности выявленного дефекта, определить необходимость ремонта и ресурс работы газопровода на данном участке. Кроме внутренних факторов напряженного состояния (рабочее давление и температура транспортируемого газа) на газопровод оказывают воздействие внешние факторы - температура окружающей среды и грунта, временные и сезонные перемещения грунта и защемление труб, которые приводят к внепроектному изгибу труб в плане и профиле с возможной потерей устойчивости (гофры, овальность). Суммарное воздействие внешних и внутренних факторов определяет напряженное состояние в зоне дефекта.

Для оценки напряженного состояния трубопроводов разработан [3] профильно-навигационный снаряд, предназначенный для измерения и регистрации следующих параметров: размеров и местоположения вмятин, выпуклостей, гофр и овальности труб, радиусов кривизны оси газопровода в плане и профиле, высотных и плановых отметок пространственного положения газопровода, давления и температуры транспортируемого продукта. Периодическое обследование трубопровода с помощью такого снаряда, начиная с завершающего этапа строительства позволяет оценить кинетику изменения пространственного положения трубопровода и его напряженного состояния. Выявление дефектов в трубопроводе производится с помощью магнитного снаряда-дефектоскопа (рис. 7), предназначенного для измерения и регистрации утонения стенки труб, поперечных трещин, дефектов структуры металла труб, местоположения сварных швов, толщины стенки и длины труб, деталей и элементов обустройства газопровода.

С помощью высокопроизводительной внутритрубной технологии контроля выявляются локальные перенапряженные участки газопровода, которые в последующем тщательно обследуются наземными приборными средствами контроля.

Для измерений напряжений непосредственно в зоне дефекта совместно с чешской фирмой "Евроэлектропрогресс" разработан ультразвуковой измеритель напряжений, позволяющего определять напряжения непосредственно в юне дефекта на площади диаметром до 10 мм [3].

В основу измерительного алгоритма положен спектральный способ определения временных задержек, фигурирующих в уравнениях, связывающих скорости распространения упругих волн с действующими упругими напряжениями. Выбираются два импульса, прошедшие различные акустические пути. Задержка, используемая в алгоритме акустоупругости рассчитывается по формуле:

1 Vif ВгШ вт)

т = То + —/,-] arctg—— — arctg——

2*rtï4 Mfi) ¿m

где то - задержка переднего фронта второго анализируемого импульса относительно первого;

А и В - соответственно синусный и косинусный члены Фурье-разложения импульсов;

f; - 1-я спектральная частота из выбранного информативного частотного диапазона;

К - общее число спектральных частот в информативном диапазоне

Для определения напряжений в исследуемом объекте измеряют необходимые задержки, извлекают из базы данных характеристики материалов и рассчитывают напряжения в соответствии с установленными акусто-упругими зависимостями.

Стенка трубы

Рис. 7 Структурная схема магнитного снаряда-дефектоск 12

Технический надзор. Решение задачи обеспечения качества и эксплуатационной надежности определяется эффективностью служб технического надзора. Проведенный анализ работ традиционного технического надзора показал, что:

для большинства строительных операций он сводится к визуальному контролю;

опирается на данные строительных инспекций;

строительными инспекциями используются устаревшие средства и технологии инструментального контроля;

сбор и учет данных контроля проводится по упрощенной форме без анализа и статистической обработки.

Анализ показывает, что задача предотвращения пропуска изготовитель-ских дефектов в эксплуатацию должна решаться в процессе изготовления и предпусковых испытаний газопроводов не только инструментальными средствами, но и, прежде всего, организационными методами. Организационные методы должны включать систему мероприятий, обеспечивающую создание системы документированного учета и баз данных для последующего автоматизированного анализа истории качества и диагностики действующего газопровода. Роль и влияние технического надзора должны быть усилены на всех этапах строительства и ввода в эксплуатацию газопровода.

Технологическая схема проведения технического надзора с учетом новых организационно-технических подходов предусматривает независимый технический надзор с регламентом взаимоотношений и ответственности служб надзора и подрядных организаций [5]

Комплексная система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов России. Практическая реализация поставленных задач предусмотрена в отраслевой научно-технической и производственной программе РАО "Газпром", в разработке и реализации которой автор принимал самое непосредственное участие. Указанная программа [2] действует уже третий год, а реализация ее должна охватить период до 2000 года. Структура и функциональные блоки представлены на рис.8.

Комплексная система диагностики и технической инспекции должна обеспечить:

- поэтапную разработку и внедрение единой информационной модели газопроводов, предусматривающую формирование всей технической информации о газопроводе начиная с этапа его проектирования и позволяющую сопоставлять результаты обследования различными средствами и методами, проводить ретроспективный анализ результатов, накапливать обширный, и самое главное, сопоставимый материал по условиям эксплуатации газопроводов, их коррозионному состоянию, отказам и авариям;

- разработку методик оценки и прогнозирования состояния металла трубы, влияние напряженного и деформированного состояния трубы на развитие

СТРУКТУРНО-ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА КОМПЛЕКСНОЙ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЙ ИНСПЕКЦИИ

Сбор, исходной информации гл т

э - ~ Данные предыдущих обследований «3 -Ш

Фактическая информация ■'И

Проектная информация «ЙМЙ »Г-за

л.«,

14

Рис. 8

дефектов, оценки прочности и остаточного ресурса газопроводов с учетом шичия дефектов, условий эксплуатации, и старения металла;

- разработку методик выбора технико-экономической стратегии проведения ремонтных работ, принятия технических решений по дальнейшей эксплуатации газопровода и регламентов и видов проверок отдельных его участков;

- доработку существующих и разработку новых нормативно-технических документов, регламентирующих порядок и правила проведения диагностических работ на газопроводах, единые вид и форму представления результатов обследований.

Исходя из этого, реализуемая система должна позволить:

- обнаружение, классификацию и определение параметров всего множества факторов, следствием которых может стать возникновение и развитие дефектов, создание базы данных;

- определение остаточного ресурса обследуемых участков трубопровода и планирование их предупредительного ремонта;

-формирование развивающихся баз данных, поиск и решение на их основе задач прогнозирования технического состояния МГ.

- интерпретацию с целью оценки состояния МГ. Основное назначение этого уровня состоит в осуществлении фиксации всего комплекса параметров и характеристик МГ.

С учетом приоритетности и функциональной многоплановости поставленных задач структура системы диагностики должна иметь четыре иерархических уровня.

Первый уровень включает автономные средства обнаружения дефектов и весь комплекс средств внутритрубной дефектоскопии, позволяющий самостоятельное использование измерений и их первичную формальную и неформальную интерпретацию с целью оценки состояния МГ. Основное назначение этого уровня состоит в осуществлении фиксации всего комплекса параметров и характеристик МГ.

Второй уровень системы представлен на рис. 9 и реализует задачу формирования и поддержания интегрированной информационной модели МГ, I содержащей информацию о всем спектре измерений характеристик МГ:

- результаты приборной диагностики, дефектоскопии и дефектометрии, контроля пространственного положения, прочностных характеристик и коррозионного состояния;

- географические и гидрологические данные;

- данные внутритрубного контроля;

- Данные по характеристикам магистральных газопроводов в течение всего их жизненного цикла (проектирование, строительство, ввод в эксплуатацию, функционирование) и на всем их протяжении.

Структурно-технологическая схема ИИМ

хГ* } ^

Вволла^ных ^ход^огоди^

щм

;':^ка'нества{/

."обустроив ства'й-.тёх-; нолосии,про-' зизводства?.-; рабЙт,на!ЙГ>

—АЗ.

у-'--; ' У.^ %-СЧ

Подсистема экспертных оценок, технического состояния МГ и выбора участков первоочередного об-

Аналитические подсистемы. оценки прочностй, остаточного ресурса' й коррозионного состоя-

Третий уровень включает набор функционально ориентированных подсистем, представляющих собой комплекс программных средств, решающих задачи классификации, определения параметров дефектов, отказов, прогноза их развития, определения остаточного и индивидуального ресурса.

В частности, подсистема "Оценка прочности" реализует функции анализа, оценки и прогнозирования прочностных характеристик магистральных газопроводов. Подсистема "Эксперт" реализует функции экспертных оценок и прогнозирование аварийных ситуаций на основе отслеживания и накопления ретроспективного опыта по комплексу характеристик газопровода и происшедших аварий с применением алгоритмов логического вывода.

На четвертом уровне системы реализуется:

- планирование ремонтно-восстановительных работ по результатам комплексной диагностики магистральных газопроводов;

- решение проблемы согласования технологических режимов эксплуатации газопровода с его надежностными характеристиками;

- формирование новых методов проектирования, строительства' и эксплуатации магистральных газопроводов. Функционирование комплексной системы диагностики и технической инспекции обеспечивается системой организационно - технологической документации, включающей в частности:

- общий регламент функционирования системы;

- методики реализации технической диагностики;

- должностные инструкции и функциональные обязанности персонала на всех уровнях функционирования системы;

- регламенты движения информационных потоков в системе с указанием мест их наполнения, архивирования и использования (базы данных и базы знаний);

- регламенты систем диагностики для различных ее режимов. Перечисленные положения в совокупности реализуются системой диагностики.

Практическая реализация элементов комплексной системы диагностики и технической инспекции осуществлена в рамках разрабатываемых с нашим участием "Правил строительства газопроводной транспортной системы Ямал-Европа"

Элементы реализации комплексной системы диагностики и технической инспекции газопроводов. Разработанные положения комплексной системы диагностики уже нашли применение [3] при сооружении газотранспортной системы Ямал-Европа. Повышенные требования, предъявляемые к строящемуся газопроводу по надежности, безопасности и долговечности органично вписываются в комплексную систему диагностики, в связи с чем представляется уникальная возможность внедрения этой системы, начиная с этапа строительства с последующим распространением на эксплуатацию этого газопровода [7]. Частично внедрены или подготовлены к внедрению следующие элементы системы диагностического обеспечения газопроводов:

1. В развитие СНиП 10-01-94 "Система нормативных документов в строительстве Основные положения" разработана система новых Сводов Правил, регламентирующая выбор труб для сооружения магистральных газопроводов, организацию и производство сварочных работ, контроль качества сварных соединений, очистку полости, испытания газопровода и др.

В настоящее время утверждены и введены в действие СП 101-34-96 и СП 105-34-96. В обеспечение и развитие этих Сводов Правил нами разработаны, утверждены РАО "Газпром" и введены в действие Положение "О независимом техническом надзоре и контроле качества строительства объектов газотранспортной системы Ямал-Европа" [4] и инструкция "О порядке взаимоотношений независимого технического надзора с подрядными организациями, осуществляющими строительство объектов газотранспортной системы Ямал-Европа" [5]. В дальнейшем будут вводиться другие документы по мере их готовности и обеспеченности, отражающие все положения по техническому надзору и диагностике.

2. Наряду с традиционной экспертизой проекта и корректировкой проектных решений проведена экспертиза проекта в части контролепригодности будущего трубопровода. В частности оценено соответствие камер приема и запуска очистных поршней размерам внутритрубного технологического и диагностического оборудования. Такие камеры приема-запуска разработаны с нашим участием СКВ "Транснефтеавтоматика" и заложены в проект газопровода Ямал-Европа.

Рекомендовано применение стационарных маркерных устройств, совмещенных с контрольно-измерительными пунктами электрохимзащиты. Такие совмещенные пункты уже апробируются на действующих газопроводах при проведении внутритрубной инспекции и позволяют снизить затраты на подготовительные работы и повысить точность определения местоположения обнаруженных дефектов.

3. Реализуемая нами технология технического надзора предусматривает введение инструментального контроля на всех этапах сооружения газопровода, объективность контроля, чередование 100 % -ного контроля с выборочным, использованием автоматизированных высокопроизводительных средств контроля, компьютеризованный сбор, обработку, анализ и архивирование данных контроля. Для достижения этого проведен подбор приборов и оборудования инструментального контроля для каждой строительной операции, разработаны новые технологии по переходящему и замкнутому циклу контроля, созданы группы технического надзора и специальные бригады инструментального контроля, использующие самое современное и высокопроизводительное контрольное оборудование, в целях эффективности использования которого спецбригады работают по мобильной схеме, контролируя большие по протяженности участки.

В качестве примера можно привести разработку установки СК-38 ДАЛ Оргэнергогаз совместно с Обнинским отделением НИКИМТа для ультразвукового контроля околошовной зоны продольных сварных швов трубопроводов, выполненную по исходным требованиям и техническому заданию, разработанным с нашим участием и под нашим руководством.

Другим примером является технология проведения инструментального контроля разбивки трассы и земляных работ. Здесь в основу приборного обеспечения положена система глобального позиционирования GPS, которая позволяет с высокой производительностью при абсолютной погрешности + 3 мм производить контроль разбивки трассы, створных знаков, дна траншеи, положения уложенного трубопровода, высоты обваловки и др. с автоматизированной обработкой данных контроля.

4. Окончательный контроль качества построенного участка газопровода проводится на этапе предпусковых испытаний с помощью комплекса средств внутритрубной диагностики. Комплекс средств диагностики разработан коллективом ПО "Спецнефтегаз", возглавляемого автором, и включает в себя следующие внутритрубные снаряды:

- механический снаряд калибр, предназначенный для контроля внутреннего сечения газопровода и выявления локальных сужений более 0,9 Дн;

- скребок очистной, предназначенный для очистки внутренней полости от загрязнений и отложений;

- поршень магнитный очистной с продольным намагничиванием, предназначенный для очистки и сбора металлических включений;

- поршень магнитный очистной с поперечным намагничиванием, предназначенный для окончательного сбора и выноса металлических включений;

- навигационно-профильный снаряд-дефекгоскоп;

- магнитный снаряд-дефектоскоп;

Разработанные магнитные снаряды-дефектоскопы для газопроводов диаметром 1020, 1220 и 1420 мм фактически являются первыми из эксплуатируемых отечественных дефектоскопов высокой разрешающей способности. Каждый снаряд выполнен по блочно-модульной схеме и имеет универсальные взаимозаменяемые блоки пригодные для использования при инспекции газопроводов всех трех диаметров - 1020, 1220 и 1420 мм. Ниже приводятся отдельные технические характеристики указанных снарядов-дефектоскопов:

- толщина стенки труб обследуемых газопроводов - от 8 до 25 мм;

- допустимые сужения внутреннего сечения газопроводов - до 85% внутреннего диаметра труб;

- минимально допустимый радиус продольного изгиба газопроводов -

3D;

- тип обследуемых труб - прямошовные и спиральношовные;

- максимально допустимая скорость движения по газопроводу - 5 м/с, оптимальная - 3 м/с;

- перепад давления, обеспечивающий движение с заданной скоростью снаряда по газопроводу - 0,03-0,3 МПа;

- максимально допустимое рабочее давление в газопроводе - 8,5 МПа;

- максимальная длина обследуемого участка газопровода - 250 км;

- при отсутствии камеры запуска допускается запасовка снаряда в газопровод через крановый узел.

Дефектоскоп выявляет коррозионные дефекты, потерю металла стенки трубы, вызванные эрозионным износом и механическими повреждениями, поперечные трещины в основном металле и сварных соединениях, вмятины, определяет местонахождение дефекта по длине газопровода, его угловую ориентацию по периметру трубы, линейные размеры.

Высокая чувствительность и конструктивное исполнение магнитных преобразователей позволяют с высокой надежностью фиксировать кольцевые сварные швы и дефекты в них, а Заказчику (газотранспортным предприятиям) наряду с традиционной таблицей дефектов получить после обработки результатов инспекции трубный журнал, содержащий раскладку труб с указанием их длины, толщины стенки труб, обозначением отводов, кранов и других элементов обустройства.

Внедрение комплексов внутритрубной диагностики осуществлено в 1996г. на газопроводах предприятий "Оренбурггазпром", "Волготрансгаз", "Севергазпром". В ходе эксплуатации была подтверждена их высокая конструкционная надежность, работоспособность и выходные технические характеристики.

Эксплуатация нового поколения магнитного снаряда-дефектоскопа, его повышенная разрешающая способность показали его новые возможности в выявлении дефектов. Так в июле с. г. при обследовании газопровода ГП Оренбург - СХПГ диаметром 1020 мм на участке 0-125 км зарегистрирован дефект в стенке трубы, сигналы от которого отличаются от сигналов обычного коррозионного дефекта формой и фронтами регистрируемого импульса. При шурфовке изоляция в месте зарегистрированного дефекта оказалась неповрежденной, металл трубы под изоляцией не имел следов коррозии. Тогда место предполагаемого дефекта, зарегистрированного дефектоскопом, было проконтролировано ультразвуковым толщиномером. В результате выявлено внутреннее расслоение в стенке трубы площадью 40,7 см2 в районе 7 час. Форма и площадь расслоения полностью соответствует конфигурации дефекта, зарегистрированного магнитным дефектоскопом.

5. Совместно с ВНИИГАЗом и ЦАГИ нами были проведены испытания ультразвукового измерителя напряжений, представленного на рис. 10. Испы-

тания проводились на образцах, изготовленных из трех различных марок трубных сталей, и на полноразмерной трубе диаметром 1220 мм при нагру-жении ее внутренним давлением. В качестве альтернативного метода измерений использовалась тензометрия. Как показали результаты испытаний абсолютная погрешность измерений не превышала 2 кГ/мм2, что позволяет с достаточно высокой точностью определять уровень действующих напряжений и их соответствие пределу текучести металла труб.

Таким образом использование разработанных средств и технологий измерения напряженного состояния в методике оценки опасности выявленных дефектов, выполненной, например, по CAN Z662-94, позволит перейти от усредненных показателей к более точным гарантированным данным состояния дефектов и определить их опасность, допустимость, и таким образом, выстроить выявленные дефекты в ранжир по необходимости и очередности проведения ремонтных работ, а также в целом оценить работоспособность и остаточный ресурс участка газопровода с выявленными дефектами. Реализация данной концепции осу-ществляется в настоящее время совместно с ВНИИГАЗом, путем разработки "Рекомендаций по оценке работоспособности участ-ков газопроводов с поверхностными повреждениями".

Рис.10 Ультразвуковой измеритель напряжений

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Статистический и временной анализ причин аварийных отказов показывает, что в первые 3-5 лет эксплуатации они происходят в основном (около 50 %) по вине сварных соединений и нарушениям норм строительства МГ. В последующие годы большинство отказов (до 70 %) происходит за счет образования и развития коррозионных повреждений и стресс-коррозионных трещин.

2. Очаги отказов МГ в подавляющем количестве случаев (более 90 %) образуются от первичных дефектов металлургического или строительного происхождения. К первым следует относить строчечные неметаллические включения ликвационного происхождения, ко вторым - непровары, несплавления и подрезы сварных швов и повреждения наружной поверхности трубопроводов типа царапин и рисок. Расслоения являются источником развития очагов отказов в случае их выхода на кромки сварного соединения или на наружную поверхность трубопровода.

3. Полученные в работе распределения дефектов по количеству, типам, размерам и месту расположения показывают, что плоскостные дефекты составляя только до 10 % от общего количества в 70...80 % случаев ответственны за образование очагов отказов. Это результат определяет необходимость перераспределения объемов неразрушающего комплексного контроля в направлении более широкого использования УЗ дефектоскопии при строительстве МГ и указывает на важность выявления таких дефектов при диагностическом обследовании трубопроводов.

4. Предложены принципы построения многоуровневой системы диагностического обеспечения надежности линейной части газопроводов как единый непрерывный комплекс оценки состояния газопровода на этапах проектирование-строительство-эксплуатация;

5. Разработан алгоритм расчета ультразвукового поля преобразователя с выровненной чувствительностью для раздельного режима излучения - прием в нормируемой области объекта контроля.

6. Применительно к современным газотранспортным системам с Ямальского месторождения пересмотрены методология контроля, диагностики и технической инспекции всей последовательности жизненного цикла газопровода: проектирование - строительство - эксплуатация - реконструкция. Для реализации такого подхода разработана комплексная система диагностического обеспечения газопроводов, главными составляющими которой являются:

- автономные средства обнаружения дефектов и весь комплекс средств внутритрубной дефектоскопии;

- интегрированная информационная модель МГ в виде системы баз данных, включающих результаты приборной диагностики, дефектоскопии, де-фектометрии, контроля пространственного положения, прочностных характеристик и коррозионного состояния, геологические и географические данные, данные внутритрубного контроля, технические характеристики МГ на протяжении всего их жизненного цикла;

- комплекс программных средств, решающих задачи классификаций, определения параметров дефектов, отказов, прогноза их развития, определения остаточного и индивидуального ресурса, оперирующий с накопленными базами данных;

- комплекс нормативно-технической и организационной документации, содержащий общий регламент функционирования системы, методики технической диагностики, должностные инструкции и функциональные обязанности персонала всех уровня системы, регламенты движения информационных потоков в системе, регламенты осуществления систем диагностики при различных режимах ее эксплуатации, нормативные и организационно-распорядительные документы, регламентирующие порядок ввода системы в эксплуатацию.

7. В процессе поэтапного внедрения и освоения комплексной системы диагностики и технической инспекции при сооружении газотранспортной системы Ямал-Европа разработаны:

- Своды Правил по сооружению МГ, являющихся новым типом комплексных нормативных документов, объединяющих и конкретизирующих нормативные, технические и организационные требования на всех этапах и стадиях проектирования, изготовления и строительства МГ;

- автономные устройства внутритрубного контроля и автоматизированные комплексы для контроля сплошности основного металла и сварных соединений;

- технология инструментального контроля разбивки трассы и земляных работ, основанная на системе глобального позиционирования GPS, которая позволяет с высокой производительностью при абсолютной погрешности + 3 мм производить контроль разбивки трассы, створных знаков, дна траншеи, положения уложенного трубопровода, высоты обваловки и др. с автоматизированной обработкой данных контроля;

- перечень приборов и оборудования инструментального контроля каждой строительной операции, новые технологии по переходящему и замкнутому циклам контроля, созданы группы технического надзора и специальные бригады инструментального контроля.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Анализ причин коррозионного растрескивания труб магистральных газопроводов/ В.А. Канайкин , A.B. Балдин , Б.В. Будзуляк и др. // О.И.ВНИИТЭИ Газпрома. Серия: Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности.- М., 1996.-40с.

2. Канайкин В.А. Анализ причин разрыва труб МГ.// Газовая промышленность,- 1996.- № 6.-С.28-39.

3. Канайкин В.А., Вайсберг П.М. Комплексная система диагностики и технической инспекции газопроводов России.// Безопасность трубопроводов: Межд. научно-практическая конф. -М., 1995.-С. 12-24.

4. Элементы реализации комплексной системы диагностики и технической инспекции газопроводов / В.А.Канайкин , П.М.Вайсберг, П.Ю.Кулиниченко и др. // "Диагностика-96": Шестая межд. деловая встреча .Ялта, 1996. С. 69-79.

5. Положение РАО "Газпром" О независимом техническом надзоре и контроле качества строительства объектов газотранспортной системы Ямал-Европа. Утверждено и введено в действие 22.05.96. - М.: ПО Спецнефтегаз, 1996,- 22 с.

6. Инструкции РАО "Газпром" О порядке взаимоотношений независимого технического надзора с подрядными организациями, осуществляющими строительство объектов газотранспортной системы Ямал-Европа. Утверждена и введена в действие 10.09.96. - М.: ПО Спецнефтегаз, 1996. -37с.

7. Канайкин В.А. Оценка эффективности проектов в газовой промышленности// Газовая промышленность. -1996. -№6. -С. 47-50.