Способ предотвращения разрушения трубопроводов

 

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при строительстве новых и реконструкции действующих, преимущественно технологических трубопроводов обвязки компрессорных и насосных станций. Вносят в сертификаты свойств труб показатели поверхностной твердости (НВ) с маркировкой на поверхности труб зон превышения (НВ на 105 - 110%) зеленым цветом, 110 - 125% - желтым и более 125% - красным цветом относительно недеформированного материала. Производят расчет напряженно-деформированного состояния с учетом неравнопрочной конструкции трубы, производят расчет вероятности разрушения труб (наработка на отказ) P_H. Перед монтажом в траншею плети труб испытывают на изгиб в упругой зоне с регистрацией акустико-эмиссионных (АЭ) сигналов в растянутой и сжатой зонах, при этом напряжения растяжения и сжатия в сегментах создают поворотом вокруг оси. Зарегистрированные сигналы АЭ в растянутой зоне маркируются знаком "+", в сжатой "-". Контроль за состоянием трубопроводной обвязки в процессе эксплуатации производят по установленным реперам силоизмерителями демпфирующих устройств, размещением пробников измерения коррозийных характеристик грунтов, акустико-эмиссионных датчиков. Измеряемые показатели посредством телемеханики поступают в блок программного обеспечения, в котором производится автоматизированный расчет текущего значения вероятности разрушения трубопроводной обвязки (наработка на отказ) P_t и по достижении P_t ≥ P_H происходит автоматическое отключение агрегатов компрессорных станций и перекрытие охранных кранов. Повышается надежность трубопроводов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при строительстве новых и реконструкции действующих преимущественно технологических трубопроводов обвязки компрессорных и насосных станций (КС и НС).

Известен способ прогнозирования дальнейшей работоспособности труб на участках, проработавших какой-то срок и не имеющих поверхностных дефектов в виде коррозионных повреждений и трещиноподобных дефектов, заключающийся в проверке уровня изменения механических свойств, определяемых на трубах представителях, путем испытания обычных стандартных образцов, а также проверка конструктивной прочности труб, взятых с участка, где трубы подвергались или могли подвергаться вибронагрузке в районе НС и КС и других местах [1].

Данный способ имеет следующие недостатки.

1. Требуется остановка транспорта перекачки продуктов.

2. Требуется изъятие труб из траншеи при подземном и наземном способах прокладки.

3. Затруднено выявление мест наиболее интенсивно подверженных процессу старения металла.

4. При испытаниях отдельно вырезанной катушки из трубопровода невозможно имитировать схему реально возникающих эксплуатационных нагрузок.

5. В настоящее время не разработана общепризнанная методика определения остаточного ресурса трубопровода и его элементов.

Известен способ диагностики трубопроводов, заключающийся в оптимизации функции по совокупности аргументов в результате математического процесса дифференциации технических решений, позволяющий находить "золотое сечение", т.е. достигать цели при разумном минимуме затрат.

Основной элемент в диагностической схеме по данному способу - это технический паспорт или карта технического состояния газопровода на конкретном временном этапе, который составляется по результатам приемки трубопровода в эксплуатацию с последующей корректировкой через определенные интервалы времени с поправками на изменение условий эксплуатации. Этот документ составляется на основе комплексного анализа исполнительной документации, актов приемки сооружения с приложениями сертификатов на трубы, сварочных журналов, актов по результатам испытаний и др. [2].

Данный способ имеет следующие недостатки.

1. Не учитываются технологические особенности формирования обечайки трубы.

2. Не рассматривается жизненно важный этап проектирования трубопровода.

3. Не контролируется процесс зарождения и степень опасности дефектов, полученных при транспортировке труб к месту строительства.

4. Не предусмотрено непрерывного контроля в "золотом сечении" в процессе эксплуатации.

Известен способ диагностирования напряженного состояния в трубопроводах обвязки газоперекачивающих агрегатов, в крановом узле и абсорбере, заключающийся в использовании магнитно-шумового метода, позволяющий замерять не только компоненты напряженного состояния от действующих нагрузок, но и регистрировать внутренние напряжения, которые могут возникнуть в конструкции как при изготовлении, так и при ее эксплуатации [3].

Данный способ имеет следующие недостатки.

1. Требует дополнительного изучения физических закономерностей, получаемых результатов диагностирования.

2. Для установления изменения напряжений в трубопроводах вследствиe возможной подвижки грунтов под бетонными основаниями потребуется периодически осуществлять замеры в течениe целого года (май, сентябрь, декабрь и март).

3. Требуется наклейка розетки тензодатчиков непосредственно на трубопровод для тарировки магнитно-шумового сигнала.

Известен способ оценки технического состояния трубопроводных обвязок оборудования дожимных компрессорынх станций, заключающийся в полной паспортизации всех элементов, локализации опасных сечений, действующих эквивалентных напряжений и запасов прочности в них, оценок с последующим обследованием некоторых опасных сечений с помощью измерения остаточных напряжений, позволяющий выявить основные факторы, приводящие к возникновению повышенных напряжений и неудовлетворительному состоянию [4].

Данный способ имеет следующие недостатки.

1. Паспортизация не выявляет дефектность элементов обвязки, свойственных технологиям их изготовления, транспортировки и монтажа.

2. Расчет действующих эквивалентных напряжений и запасов прочности опасных сечений не отражает кинетику их нарастания, что делает невозможным прогнозировать остаточный ресурс элементов и тем более обвязки в целом.

3. Эпизодические измерения остаточных напряжений не позволяют автоматически предотвращать разрушение трубопроводов.

Известен способ оперативного контроля за процессом трещинообразования в трубопроводах, пылеуловителях, аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа и их элементах, заключающийся в регистрации, обработке и хранении акустико-эмиссионной информации при проведении пневмогидроиспытаний и в процессе эксплуатации с использованием многоканальной автоматизированной акустико-эмиссионной системы диагностирования (АЭСД-8) [5].

Данный способ имеет следующие недостатки.

1. Требует шурфовку подземной части трубопроводов через 4-5 м для установки пьезодатчиков.

2. Требует на каждой станции отрабатывать методику выделения сигналов АЭ на фоне механических помех работающих агрегатов КС.

3. Система АЭСД-8 не предусматривает оперативного вмешательства в управление работой агрегатов при обнаружении активных дефектов.

Известен способ диагностики состояния металлических магистральных трубопроводов без остановки перекачки, например, в условиях капитального ремонта изоляции, заключающийся в том, что вскрывают участок трубопровода, и на вскрытом участке создают переменные изгибающие нагрузки, одновременно ведут контроль поперечных сварных стыков, измеряют амплитуду сигналов акустической эмиссии в частотном диапазоне 200-500 кГц установкой приборов АЭ на верхней стороне трубы, причем исключают влияние шумов в указанном диапазоне частот, а о наличии дефекта сварных стыков судят по превышению сигналов амплитуды заданного уровня [6].

Данный способ имеет следующие недостатки.: 1. Невозможно применить в технологической обвязке в углах поворота, на компенсаторах и перемычках.

2. На прямолинейных участках при подъеме трубы и установке датчиков по верхней образующей остается неконтролируемой зона нейтральной оси напряжений, соответственно приходящаяся на 3 и 9 ч по окружности трубопровода.

Известен способ акустико-эмиссионного неразрушающего контроля газопроводов, при котором в качестве контролируемых параметров выбраны интенсивность и суммарная акустическая эмиссия, сопровождающие процессы развития коррозионных и сварочных дефектов при гидростатических испытаниях газопроводов. В прибор встроен дискриминатор, позволяющий осуществлять амплитудную селекцию сигналов. Импульсы, преобразованные интенсиметром в постоянное напряжение, поступают на входы устройства сравнения для сопоставления с установленными допустимыми значениями. Результаты сравнения передаются в устройство формирования сигналов блока сигнализации, а на пульт оператора поступает информация о превышении допустимой величины интенсивности акустической эмиссии в каждой из контролируемых зон. Запись интенсивности наиболее активных из них воспроизводится на светолучевом осциллографе Н-115. Суммарная акустическая эмиссия накапливается соответственно в счетчиках импульсов. Расположение дефектов или запас прочности определяются путем последующей обработки динамики суммарной акустической эмиссии в отдельных каналах системы. Более точная локализация дефекта устанавливается при помощи ультразвукового дефектоскопа. Одновременно оценивается приращение общих коррозионных повреждений и определяется наработка на отказ и рассчитывается корректировка режима с целью предотвращения разрушений в процессе эксплуатации [7].

Известен способ предотвращения разрушения трубопроводов, принятый за прототип [8] . В известном решении производят проектный расчет состояния трубопровода, контролируют механические свойства труб при их изготовлении, проводят испытания плетей труб и трубопровода, осуществляют диагностику действующего трубопровода с автоматизированным управлением режимом работы компрессорной станции, кранов и задвижек. Известному способу присущи недостатки ранее известных решений.

Задачей изобретения является предотвращение процесса разрушения трубопроводов на стадии производства труб, проектировании и эксплуатации трубопроводной обвязки "высокой" стороны компрессорных станций.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе предотвращения разрушения трубопроводов путем введения в сертификаты свойств труб показателей поверхностной твердости, измеренной по предварительно нанесенной сетке (на схеме не показано) зон возможных деформаций, производят расчет напряженно-деформированного состояния на стадии проектирования с учетом неравнопрочной конструкции трубы, размещением в зоне растяжения сечения трубы с повышенными механическими свойствами и минимальной концентрацией напряжений, производят оценки вероятности разрушения (наработка на отказ), P_н бездефектной обвязки, проводят АЭ отдельных элементов перед укладкой трубы в траншею, устанавливают реперы для автоматизированного контроля за перемещением отдельных участков и силоизмерительные датчики давления трубопровода на окружающий грунт, в местах расположения компенсаторов устанавливаются демпфирующие устройства, устанавливают пробники измерения коррозионных характеристик грунтов, устраивают колодцы с установкой акустико-эмиссионных датчиков, посредством телемеханики информация измеряемых эксплуатационных воздействий поступает в блок программного обеспечения, в котором производится автоматизированный расчет текущего значения вероятности разрушения (наработка на отказ) P_t, по достижении P_t≥P_н происходит автоматическое отключение агрегатов компрессорной станции и перекрытие охранных кранов.

Заявителю неизвестны из патентной и научно-технической информации обладающие новизной следующие признаки изобретения: - внесение в сертификаты механических свойств труб и элементов технологических трубопроводов по предварительно нанесенной сетке зон возможных деформаций при их производстве; - проведение расчетов напряженно-деформированного состояния обвязки с учетом расположения зон концентрации напряжений в растянутых или сжимающих волокнах; - проведение входного контроля методом акустической эмиссии отдельных труб и сваренных в плети перед их укладкой в траншею; - установка подвижных и постоянных реперов с автоматизированным отслеживанием за перемещениями участков обвязки; - установка демпфирующих устройств в районе компенсаторов; - установка силоизмерителей сопротивления перемещению трубы в грунте; - установка в каждый тип грунта пробника, с помощью которого в режиме реального времени измеряют удельное сопротивление грунта, окислительно-восстановительный потенциал, температуру, потенциал труба-земля и pH; - расчет вероятности разрушения в процессе эксплуатационных нагрузок (наработка на отказ) P_н на стадии проектирования;
- передача результатов измерений по каналам телемеханики в программное обеспечение автоматизированного расчета напряженно-деформированного состояния и расчета текущего значения вероятности разрушения (наработка на отказ) P_t;
- автоматическое отключение агрегатов КС и перекрытие охранных кранов при наступлении условия, когда P_t≥P_н.

На основании изложенного изобретение является новым. Перечисленные существенные признаки являются неочевидными для среднего специалиста в данной области техники и поэтому соответствуют критерию "изобретательский уровень".

Изобретение может быть легко внедрено при ремонте и строительстве газопроводов, преимущественно "высокой" стороны технологической обвязки компрессорных станций. В связи с этим заявленный способ соответствует критерию "промышленная применимость".

Способ предотвращения разрушений трубопроводов технологической обвязки КС поясняется с помощью фиг. 1, 2, 3, где на фиг.1 показана схема маркировки зон с повышенной твердостью (прочностью), на фиг. 2 показана маркировка предпочтительного расположения трубы в траншею по результатам акустико-эмиссионного контроля отдельных секций, на фиг.3 показана принципиальная схема взаимодействия расчетно-аналитических и диагностических операций, обеспечивающих предотвращение аварийного разрушения трубопроводов технологической обвязки компрессорных станций.

На фиг.1 показаны продольные и кольцевые значения поверхностной твердости (эквивалент прочности) с нанесением меток в процентном отношении от твердости основного металла: зеленый цвет - (105-110%), желтый - (110-125%), красный - болеe 125%. Метка наносится заводом-изготовителем несмываемой краской.

На фиг. 2 показаны операции контроля методом акустической эмиссии трубопроводов перед укладкой в траншею и на опорные элементы надземной части. Измерения проводятся в зоне упругого сгиба поочередным поворотом трубы на 1/4 D, т.е. на 90^o, тем самым проверяется каждый сегмент на наличие сигналов акустической эмиссии в сжатых и растянутых волокнах, зарегистрированные сигналы АЭ в растянутых волокнах маркируются знаком "+", в сжатой зоне знаком "-".

При монтаже трубопровода сегмент трубы, имеющий маркировку "красный цвет" располагают по линии минимальных напряжений изгиба, установленных расчетом на стадии проектирования, сегмент, замаркированный знаком "+", располагают по линии сжимающих напряжений от изгиба, тем самым происходит частичная или полная нейтрализация остаточных напряжений, полученных в процессе производства трубы и размещение зон концентрации напряжений трубы в наиболее разгруженное сечение трубопровода.

На фиг. 3 блоки 1 и 2 отражают существующий способ обеспечения эксплуатационной надежности трубопроводов технологической обвязки КС, блок 3 определяет предельное значение наработки на отказ обвязки, смонтированной из бездефектных элементов, блок 4 производит паспортизацию всех элементов по данным результатов входного контроля, обусловленного блоком 5, блок 6 определяет скорректированный потенциальный уровень надежности и служит определяющим блоком для расчета показателя "P_н" блока 7, блок 8 объединяет диагностические и расчетно-аналитические процессы, по данным которых в блоке 9 выполняется расчет текущего значения вероятности разрушения (наработка на отказ) "P_t ". Блоки 7 и 9 соединены по схеме, в которой при условии P_t≥P_н происходит автоматическое отключение агрегатов компрессорной станции и перекрытие охранных кранов технологической обвязки.

При существующем уровне требований к надежности газопроводов (блок 1, 2) расчет на прочность в соответствии co СНИП 2.05.06-85 производится, как правило, только в зависимости от величины внутреннего давления при условии, чтобы комбинация кольцевых и продольных напряжений не выходила за определенные пределы. Для расчета используют данные сертификата завода изготовителя, расчетное сопротивление трубной стали R₁ определяют по формуле:

где m - коэффициент условий работы участка газопровода, зависящий от категории участка;
К₁ - коэффициент надежности по материалу труб;
К_н - коэффициент надежности по назначению газопровода, зависящий от его диаметра и рабочего давления;
R₁^н - нормативное значение временного сопротивления металла труб и сварных соединений.

Способ осуществляют следующим образом. В проектном расчете напряженно-деформированного состояния трубопровода с использованием данных сертификатов и инженерных изысканий определяют проектный уровень (показатели) надежности трубопровода, в том числе и технологических трубопроводов компрессорных станций (КС).

На стадии строительства трубопровода осуществляют его паспортизацию, для чего в процессе изготовления сварных труб и контроля их механических свойств по предварительно нанесенной сетке определяют показатели поверхностной твердости зон возможных деформаций труб с соответствующей маркировкой этих зон. После соединения труб в плети в ходе их испытаний методом акустической эмиссии выявляют зоны растянутых и сжатых волокон, и эти зоны маркируют соответственно знаками "+" или "-". Строительство трубопровода осуществляют с учетом расположения указанной маркировки, и физическими методами контроля выявляют наличие допустимых дефектов заводских и монтажных швов с регистрацией дефектов, а также согласованных отклонений в ходе строительства трубопровода.

На основании паспортизации определяют неравнопрочность труб по их сечению и с ее учетом уточняют проектный показатель надежности с определением показателя наработки на отказ P_н.

Результат расчетов вводят в автоматизированную систему управления режимом работы КС и охранных кранов. При диагностировании действующего трубопровода автоматизированно отслеживают его перемещения с использованием реперов и датчиков давления трубопровода на грунт. Влияние грунтов на коррозионное состояние трубопровода оценивают посредством размещенных в грунтах пробников. Данные диагностики вводят в автоматизированную систему управления режимом работы КС и охранных кранов.

В предлагаемом способе вводится блок 3, в котором выполняется расчетная оценка вероятности разрушения бездефектного трубопровода, которая, например, для трубопровода 1220 х 12 мм из стали 17Г1С составляет P_разр = 1,93·10^-13, т. е. бездефектный трубопровод имеет высокий уровень надежности. Однако наличие большого количества дефектов (металлургических, строительных и др.), а также разброс прочностных свойств металла труб, разброс толщины их стенок и т.д. снижают этот показатель. В предлагаемом способе введен блок 4 "Паспортизация трубопроводов технологической обвязки", в котором формируется банк данных, получаемых из блока 5, выявленных минимальных значений временного сопротивления материалов, через показатель твердости (без отпечатка), зарегистрированных зон концентрации напряжений использованием магнитной памяти металла, зарегистрированных микротрещин в зоне концентрации напряжений, допустимых дефектов в заводских и монтажных сварных швах, изменения пространственного положения от первоначально принятого в проекте.

С учетом полученных данных (блоки 4 и 5) проводится скорректированный расчет потенциального уровня надежности трубопровода (блок 6) и с учетом реально возникающих эксплуатационных воздействий в блоке 7 определяется показатель вероятности разрушения (наработка на отказ) P_н, который сравнивается с расчетной вероятностью разрушения бездефектной обвязки. В блок 8 поступает информация диагностических данных, снимаемых с установленных на трубопровод датчиков через каналы телемеханики, которые вводятся в экспертно-аналитическую систему расчета напряженно-деформированного состояния, и в блоке 9 проводится автоматизированный расчет текущего значения вероятности разрушения (наработки на отказ) P_t. Блоки 7 и 9 связаны в постоянном режиме работы с агрегатами компрессорной станции и при достижении условия, когда P_t≥P_н происходит автоматическое отключение агрегатов и перекрытие охранных кранов.

Пример.

Пример использования предлагаемого предотвращения разрушения трубопроводов технологической обвязки, построенный на анализе материалов расследования причин аварии на КС "Ямбургская". По исследованию трубных фрагментов установлено, что они подвергались значительной перегрузке, сопровождавшейся потерей первоначальной формы, и пластическому разрушению. Исследование разрушения байпасной перемычки показало, что в центральной (по толщине стенки) части излома практически по всей длине шва располагается трещиноподобный сварочный дефект типа горячей трещины с хрупким характером разрушения и наличием на изломе участков несплавления. Приведенные причины разрушения трубопроводов обвязки технологического оборудования можно было исключить на стадии строительства и эксплуатации предлагаемым способом.

Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет в значительной мере сократить расходы на ремонт действующих технологических трубопроводов, установить развитие дефектов и тем самым повысить надежность технологических трубопроводов и безопасность работы на компрессорных станциях.

Источники информации
1. Зиневич К. И. "О старении труб магистральных газопроводов", Ж. "Строительство трубопроводов", 1994, N 6, с. 2-5.

2. Иванцов О. М., Притула В.В., Карнавский В.В. "Диагностика трубопроводов в "Золотом сечении". Ж. "Строительство трубопроводов", 1994, N 6, с. 8-12.

3. Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Груднистый В.Н., Пашков Ю.И., Демаков М. В. , Ситников Л.Л., Ершов В.В. Ж. "Газовая промышленность", 1993, N 4, с. 15-18.

4. Левин И.Б., Гаврилов А.К. "Анализ результатов паспортизации трубопроводных обвязок ДКС МГПУ" ИРЦ Газпром, М., 1995, т. 11, с. 77-8. Пятая юбилейная международная деловая встреча "Диагностика-95".

5. Егоров И.Ф., Нефедьев Е.Ю., Савельев В.Н., Сидоренко В.Г., Тишкин А. П. "Методика и система акустико-эмиссионного диагностирования трубопроводных обвязок нагнетателей компрессорных станций". ИРЦ Газпром, 1997, т.3, с. 115-121. Седьмая международная деловая встреча "Диагностика-97".

6. А.с. 1828987 "Способ контроля действующего трубопровода без остановки перекачки".

7. Иваненко Л. А., Варваров А.Ф., Нескромный Л.Д. "Акустико-эмиссионный неразрушающий контроль газопроводов", Ж. "Строительство трубопроводов", 1989, N 3, с. 36-37.

8. "Сооружение и ремонт газонефтепроводов", Березин В.Л. и др., М., Недра, 1972 г., с. 27, 43, 68, 70, 75, 76, 117, 179, 180, 210, 216, 223, 226, 284-290, 303 (прототип).

Формула изобретения

1. Способ предотвращения разрушения трубопроводов, включая технологические трубопроводы компрессорных станций (КС), заключающийся в проектном расчете состояния трубопровода, контроле механических свойств труб при их изготовлении, испытании плетей труб, диагностировании действующего трубопровода с автоматизированным управлением режимом работы компрессорных станций и охранных кранов, отличающийся тем, что производят расчет фактического состояния трубопровода на стадии его строительства и эксплуатации с определением показателей наработки на отказ соответственно Р_н и Р_t и сравнивают эти показатели, для чего проектный показатель надежности уточняют путем определения и маркировки зон твердости труб, выявления методом акустической эмиссии зон растянутых и сжатых волокон в плетях труб при их изгибе и маркировки этих зон соответственно знаком "+" и "-", а строительство трубопровода ведут с учетом расположения знаков маркировки труб, определяют неравнопрочность труб по их сечению и с ее учетом рассчитывают показатель Р_н на стадии строительства, при этом при диагностировании действующего трубопровода автоматизированно отслеживают перемещения трубопровода, его взаимодействие с грунтом и коррозионное состояние типов грунтов, для чего трубопровод снабжают реперами автоматизированного контроля перемещений трубопровода, датчиками его давления на окружающий грунт и пробниками измерения коррозионных характеристик грунтов и на основании диагностики производят автоматизированный расчет показателя Р_t.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при достижении значений Р₊ ≥ Рн компрессорная станция отключается автоматически, при этом перекрываются охранные краны трубопроводов технологической обвязки КС.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3