Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ средств и методов управления надежностью магистральных газопроводов, склонных к КРН 16
1.1 Особенности управления газотранспортными системами и обеспечения их надежности 16
1.2 Явление стресс-коррозии. Распространенность КРН на объектах магистрального трубопроводного транспорта 18
1.3 Причины и механизмы возникновения и развития стресс-коррозии 24
1.3.1 Механизмы возникновения и развития КРН 24
1.3.2 Факторы, провоцирующие возникновение и развитие КРН 27
1.4 Анализ существующих методов повышения надежности
магистральных газопроводов, склонных к КРН 33
1.4.1 Мероприятия по предотвращению КРН 34
1.4.2 Мероприятия по диагностированию участков магистральных газопроводов 39
1.5 Состояние и уровень развития современных систем
управления надежностью магистральных трубопроводов 43
1.6 Электромагнитная диагностика технического состояния подземных металлических газопроводов 45
1.6.1 Анализ достоинств и недостатков существующих приборов для электромагнитной диагноститки 45
1.7 Магнитометрические обследования трубопроводов 50
1.7.1 Некоторые сведения из магнитостатистики. Ферромагнетизм 51
1.7.2 Составляющие напряженности магнитного поля вблизи
трубопровода 54
1.7.3 Факторы, влияющие на намагниченность металла трубопроводов 55
1.7.4 Работы по дистанционной магнитометрической диагностике трубопроводов 56
1.8 Выводы по главе 1. Постановка цели и задач исследования 65
ГЛАВА 2 Разработка методов оценки надежности линейной части магистраных газопроводов, подверженных КРН 67
2.1 Разработка критериев выявления потенциально опасных участков линейной части магистральных газопроводов, предрасположенных к
КРН 67
2.1.1 Оценка влияния различных факторов на возникновение и развитие КРН 68
2.1.2 Ограничение области исследования 69
2.1.3 Анализ влияния различных факторов на возникновение и развитие КРН, оценка взаимодействия факторов 72
2.1.4 Выявление основных факторов, определяющих предрасположенность участка магистрального газопровода к стресс-коррозии 80
2.2 Разработка алгоритмов выявления ПОУ и выбора методов предотвращения КРН на потенциально опасном участке магистрального газопровода 89
2.2.1. Анализ исходных данных с выделением участков, склонных к КРН и порядок выявления ПОУ 90
2.2.2 Способы предотвращения КРН 104
2.2.3 Коэффициент эффективности назначения ПОУ 113
2.2.4 Оптимизация мероприятий по диагностике 116
2.3 Оценка безотказности и ремонтопригодности линейной части магистрального газопровода 126
2.4 Потенциально опасные участки линейной части магистральных газопроводов и виды дефектов 136
2.5 Коэффициенты прочностной надежности потенциально опасных участков магистральных газопроводов 138
2.5.1 Прочностная надежность напряженных участков 139
2.5.2 Прочностная надежность поврежденных коррозией участков 149
2.5.3 Оценка прочностной надежности усиленных ремонтом коррозионных и дефектных участков линейной части магистрального газопровода 151
2.6 Расчет надежности линейной части магистрального газопровода (межкрановые участки, однониточные газопроводы, многониточные структуры) 154
2.7 Оценка прочностных показателей для линейной части магистральных газопроводов, подверженных КРН 160
2.8 Выводы по главе 2 161
ГЛАВА 3 Теоретическое обоснование для создания современного прибора для электромагнитной диагностики 164
3.1 Принцип построения системы. 165
3.1.1 Алгоритм работы 165
3.1.2 Функциональная схема системы 168
3.2 Индукционные приборы для измерения электромагнитных сигналов 170
3.2.1 Общее уравнение преобразования. Классификация 171
3.2.2 Феррозонд. Физические основы построения 172
3.2.3 Шумы феррозондов 174
3.2.4 Пассивные индукционные преобразователи. Физические основы построения 176
3.2.5 Шумы индукционного преобразователя 178
3.3 Анализ суммарной погрешности системы приемника 181
3.3.1 Погрешность, определения глубины залегания L трубопровода, вызванная неточной установкой приемника над осью трубопровода. 182
3.3.2 Вывод общей формулы для точности определения тока I и глубины залегания L 185
3.3.3 Точность определения местоположения трубопровода 187
3.3.4 Чувствительность прибора 188
3.3.5 Способы уменьшения погрешности приемника. 189
3.4 Приемник системы измерения токовых параметров трубопровода 191
3.4.1 Блок-схема приемника 191
3.4.2 Функциональные и электрические принципиальные схемы феррозондового магнитометра 192
3.4.3 Расчет параметров феррозондового датчика 198
3.4.4 Функциональные и электрические схемы СхУиФ приемника. 202
3.4.5 Схема определения направления тока в трубопроводе 210
3.4.6 Влияние помех от ЛЭП 213
3.5 Выводы по главе 3 217
ГЛАВА 4 Создание комплекса бесконтактного измерения тока в подземных газопроводах бита-1 220
4.1 Новизна и научно-технический уровень разработки 221
4.2 Принцип построения приемника и генератора специальных сигналов 227
4.3 Реализация оптимального сочетания цифровых и аналоговых технологий в приемнике и генераторе специальных сигналов 229
4.4 Программное обеспечение приемника БИТА-1 239
4.5 Функциональная схема программного обеспечения приёмника
БИТА–1 240
4.6 Конструкция приемника и генератора специальных сигналов 251
4.7 Степень использования отечественных материалов, технологий и оборудования 253
4.8 Выводы по главе 4 253
ГЛАВА 5 Разработка методов магнитометрического дистанционного контроля состояния подземных магистральных газопроводов 255
5.1 Расчет магнитных полей трубопроводов 255
5.1.1 Магнитное поле бесконечного однородно намагниченного полого цилиндра с произвольным направлением намагниченности 255
5.1.2 Математическая модель для расчета магнитного поля трубопровода с неоднородной намагниченностью 259
5.1.3 Пространственное распределение магнитного поля локальных источников 261
5.1.4 Пространственное распределение магнитного поля протяженных источников 268
5.1.5 Принципы разделения полей локальных и протяженных
источников 283
5.2 Решение обратной задачи магнитостатики для трубопроводов 285
5.2.1 Обратные задачи и способы их решения 285
5.2.2 Определение усредненной намагниченности элементов трубопровода на основании результатов наземных магнитометрических измерений 289
5.2.3 Проверка разработанного способа расчета усредненной намагниченности 293
5.2.4 Пространственное распределение магнитного поля неоднородно намагниченного трубопровода 296
5.3 Погрешности измерения магнитного поля трубопровода 307
5.3.1 Источники погрешностей при полевых измерениях постоянного магнитного поля с использованием трехкомпонентных датчиков 308
5.3.2 Приборная погрешность 309
5.3.3 Погрешность, связанная с угловыми отклонениями магнитных осей датчиков от вертикали и оси трубопровода 309
5.3.4 Погрешность, связанная с неточностью определения координат точки измерения 312
5.3.5 Расчет погрешностей измерения напряженности магнитного поля реального участка трубопровода 315
5.4 Экспериментальные исследования особенностей пространственного распределения магнитных полей трубопроводов 321
5.4.1 Результаты измерения магнитного поля участков трубопроводов, подлежащих диагностическому обследованию 321
5.4.2 Результаты измерения магнитного поля у поверхности металла в районе расположения дефектов. Оценка магнитных моментов источников, связанных с дефектами 328
5.4.3 Результаты измерения магнитного поля дефектной трубы при циклическом изменении давления в процессе проведения гидравлических испытаний 336
5.4.4 Результаты измерения магнитного поля протяженных участков трубопровода при наличии и при отсутствии избыточного внутреннего давления 346
5.5 Выводы по главе 5 356
ГЛАВА 6 Методическое обеспечение исследований по оценке надежности магистральных газопроводов в условиях прявления КРН. 359
6.1 Программное обеспечение для выявления потенциально опасных участков магистральных газопроводов и прогноза их прочностной надежности 359
6.1.1 Структура АЭС МГ 360
6.1.2 Источники исходной информации и порядок составления баз данных АЭС МГ 363
6.1.3 Аналитический модуль АЭС МГ 366
6.2 Программное обеспечение для обработки магнитограмм 368
6.3 Комплексный алгоритм диагностирования потенциально опасных участков магистральных газопроводов, предрасположенных к стресс-коррозии 373
6.4 Использование разработанных решений в проектах 373
6.5 Оценка экономической эффективности внедрения разработанных решений 380
6.6 Методика расчета затрат 382
6.7 Выводы по главе 6 386
Заключение 390
Список использованных источников
- Механизмы возникновения и развития КРН
- Оценка влияния различных факторов на возникновение и развитие КРН
- Индукционные приборы для измерения электромагнитных сигналов
- Математическая модель для расчета магнитного поля трубопровода с неоднородной намагниченностью
Введение к работе
Актуальность темы. Стресс-коррозия (коррозионное растрескивание под напряжением, КРН) металла труб магистральных трубопроводов является трудно прогнозируемым и опасным явлением, напрямую снижающим надежность функционирования Единой системы газоснабжения (ЕСГ). В начале 1990-х годов география распространения КРН ограничивалась северными участками ГТС, в конце 1990-х годов отказы по причине КРН фиксировались на участках системы в центральных регионах страны, а в начале 2000-х годов КРН появилось и в южных регионах газотранспортной системы. Сегодня установлено, что стресс-коррозионные дефекты зарождаются и развиваются на магистральных газопроводах, проложенных в зоне распространения многолетнемерзлых пород, что ранее считалось невозможным. Явление поражения трубопроводов КРН расширило границы своего распространения не только в географическом, но и в технологическом плане: стресс-коррозионные дефекты обнаруживаются на газопроводах-перемычках, подключающих газопроводах-шлейфах компрессорных станций, а также на магистральных нефтепроводах большого диаметра.
По данным Ростехнадзора предприятия ОАО «Газпром» ежегодно устраняют аварийные разрушения трубопроводов по причине КРН, выявляют и ремонтируют сотни критических стресс-коррозионных дефектов, что приводит к срыву поставок газа потребителям, экологическому ущербу и необходимости расходования значительных трудовых и финансовых ресурсов.
Начиная с 2000 г. разработка и внедрение методов обнаружения КРН с устранением выявленных дефектов позволили снизить общий уровень аварийности на магистральных трубопроводах, однако доля разрушений по причине развития стресс-коррозионных дефектов продолжает оставаться высокой. Данный факт свидетельствует о необходимости совершенствования системы выявления и устранения стресс-коррозионных дефектов, а также о необходимости разработки мероприятий по предотвращению КРН, в том числе и на вновь сооружаемых газопроводах. Кроме того, в силу не полной оснащенности магистральных газопроводов средствами внутритрубной диагностики, появляется необходимость в разработке новых диагностических средств (приборных комплексов) и эффективных методик, позволяющих повысить надежность магистральных газопроводов (МГ) со стресс-коррозионными проявлениями. Существование целого ряда нерешенных проблем, связанных с обеспечением надежности эксплуатации магистральных газопроводов в условиях КРН подтверждает актуальность темы диссертационного исследования.
Цель работы. Разработка методов и средств повышения надежности магистральных газопроводов в условиях КРН на основе создания аналитической системы оценки, анализа и прогноза технического состояния и применения усовершенствованных диагностических комплексов раннего обнаружения стресс-коррозионных дефектов.
Задачи исследования:
- выявление основных факторов, определяющих потенциально опасные участки магистральных газопроводов, которые могут быть формализованы и положены в основу количественных критериев;
- разработка принципов построения и алгоритмического обеспечения системы оценки, анализа и прогнозирования технического состояния магистральных газопроводов;
- определение способов предотвращения стресс-коррозии магистральных газопроводов и обоснование порядка проведения ремонта аварийных разрушений по причине КРН, реализация которого позволит предотвратить повторное разрушение газопровода по этой же причине;
- определение времени до проведения очередной диагностики участка для газопроводов, имеющих потенциально опасные участки по признаку КРН (ПОУ);
- разработка алгоритма, позволяющего назначать очередность пропуска стресс-коррозионных снарядов при проведении диагностических мероприятий на многониточных системах магистральных газопроводов;
- разработка и внедрение приборных комплексов электромагнитной диагностики, отвечающих современным требованиям, а также научно обоснованных методов обработки и интерпретации результатов дистанционных магнитометрических обследований подземных газопроводов в условиях проявления коррозионного растрескивания под напряжением;
- реализация для участка магистрального газопровода системы оценки, анализа и прогнозирования технического состояния.
Научная новизна:
1. Доказано, что системный анализ баз данных многолетних наблюдений за эксплуатацией магистральных газопроводов в различных условиях позволяет определить количественные критерии для оценки безотказности и ремонтопригодности линейной части магистрального газопровода, надежности потенциально опасных участков магистральных газопроводов.
2. Предложен алгоритм для выявления участков магистральных газопроводов, склонных к стресс-коррозии, объединяющий ключевые признаки потенциально опасных участков: глинистые грунты околотрубного пространства в сочетании с контактом грунтовых вод с поверхностью трубы.
3. Разработан порядок оценки эффективности назначения потенциально опасных участков магистральных газопроводов по признаку предрасположенности к КРН, учитывающий как количество стресс-коррозионных дефектов или аварийных разрушений, произошедших по причине КРН и относящихся к назначенным потенциально опасным участкам, так и протяженность назначенных ПОУ.
4. Разработаны принципы комплексного подхода к назначению ПОУ длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов, включающего в себя наземные обследования с применением современных приборных комплексов, позволяющих уточнить состояние изоляционного покрытия и фактического положения трубопровода.
5. Разработаны новые критерий и алгоритм определения оптимальной периодичности проведения ВТД с учетом наличия на участке между камерами приема-запуска ПОУ, средневзвешенной категорийности ПОУ, аварийных разрушений, реализованных мероприятий по предупреждению КРН, что позволяет получить экономический эффект и снизить интенсивность отказов ниже средней величины по ГТС ОАО «Газпром».
6. Разработаны и научно обоснованы методы обработки и интерпретации результатов дистанционных магнитометрических обследований приборным комплексом МАГ-01.
Достоверность полученных результатов обосновывается корректностью использования комплекса существующих базовых методов исследования, в том числе численных методов, анализа данных и формированием математических моделей процессов жизненного цикла магистрального трубопровода.
Основные защищаемые положения:
1. Комплекс факторов, характеризующих потенциально опасные участки магистральных газопроводов, обоснованный с использованием методов математической статистики.
2. Критерий и алгоритм определения оптимальной периодичности проведения ВТД с учетом наличия на участке между камерами приема-запуска потенциально опасных участков по признаку КРН.
3. Метод предотвращения зарождения и развития стресс-коррозионных дефектов, реализуемый на стадиях проведения инженерных изысканий и проектирования.
4. Импортозамещающий современный приборный комплекс – бесконтактный измеритель тока БИТА-1 для оценки целостности изоляционного покрытия, являющейся ключевым фактором возникновения и развития КРН.
5. Комплексный алгоритм диагностирования потенциально опасных участков магистральных газопроводов, предрасположенных к развитию коррозионного растрескивания под напряжением, с использованием магнитометрических приборных комплексов БИТА-1 и МАГ-01.
6. Принципы построения и алгоритмическое обеспечение системы оценки, анализа и прогнозирования технического состояния магистральных газопроводов, в том числе подверженных КРН, и на их основе созданная автоматизированная экспертно-аналитическая система оценки, анализа и прогнозирования технического состояния магистральных газопроводов.
Значение полученных соискателем результатов для практики подтверждается тем, что результаты работы использованы при проектировании вновь сооружаемых магистральных газопроводов «Сахалин – Хабаровск – Владивосток», «СРТО – Торжок», «Касимовское ПХГ – Воскресенск», «Починки – Изобильное – Северо-Ставропольское ПХГ», «Починки – Грязовец», Южно-Европейский газопровод на участке «Писаревка – Анапа», БТК Киринского ГКМ – ГКС «Сахалин» и капитальном ремонте действующих газопроводов, таких как Кольцевой газопровод Московской области (1 очередь), участки «КС Ногинск – КС Яхрома» и «КС Ногинск – КС Воскресенск», участок «КС Приволжская – КС Петровская», газопровод «Миннибаево - Казань», газопровод «Саратов – Горький» на участке «Починки - Саранск» и др.
Результаты проведенных исследований вошли составными частями в следующие документы и методические комплексы:
- Р Газпром 2-3-5-001-006 «Методика по обследованию участков газопроводов, склонных к коррозионному растрескиванию под напряжением»;
- Реестр потенциально опасных участков магистральных газопроводов, подверженных КРН;
- МР-1908-04 «Методических рекомендаций по назначению участков газопроводов к переизоляции»;
- Регламенты проведения работ ОАО «Гипрогазцентр» по техническому обследованию участков существующих газопроводов в местах пересечения с проектируемыми газопроводами;
- СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов» (п. 12.4 Защита газопроводов от КРН);
- Стандарт предприятия СМК-И25 ОАО «Гипрогазцентр» «Инструкция по предотвращения КРН на проектируемых газопроводах», 2012 г.;
- Стандарт предприятия СМК-И30 ОАО «Гипрогазцентр» «Методика производства работ по определению пространственного положения подземных участков магистральных трубопроводов», 2013 г.;
- Методические рекомендации по применению комплекса БИТА–1 при проведении электрометрических обследований подземных трубопроводов, ООО «ВНИИГАЗ», 2006 г.;
- учебно-информационная программа по подготовке специалистов для работы с приборами БИТА-1, ОАО Гипрогазцентр» (версии 1.00 – 1.06, 2007 – 2014 г.).
Суммарный экономический эффект от внедрения разработанных технических решений при проектировании МГ Починки-Фролово-Северо-Ставропольское ПХГ на участке Починки-Фролово, общей протяженностью 300 км составил 78,25 млн. руб.
Эффект от снижения трудозатрат и повышения производительности труда в результате использования комплекса «БИТА-1» в ОАО «Гипрогазцентр» составил: 2003 г. - 2180,3 тыс. руб., 2004 г. - 2911,8 тыс. руб., 2005 г. - 3513,9 тыс. руб., 2006 г. - 4684,3 тыс. руб.
Эффект от использования измерительного комплекса БИТА-1 при эксплуатации на предприятиях ОАО «Газпром» для проведения электрометрических обследований и работ по оценке целостности изоляционного покрытия газопроводов может достигать 100 млн. руб. ежегодно.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы представлялись, докладывались и обсуждались на семи Международных деловых встречах «Диагностика» (1999–2004, 2006), конференции «Повышение надежности эксплуатации труб большого диаметра магистральных газопроводов» (ВТЗ, г. Волжский, 1997), конференции «Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. Решение проблем транспортировки газа» (ООО «Севергазпром», г. Ухта, 1998), конференции «Технический прогресс в производстве и эксплуатации труб для нефтяной и газовой промышленности» (ВТЗ, г. Волжский, 1998), Международной конференции «Реконструкция и обслуживание газопроводов» (ОАО «Газпром», Словакия, 2000), отраслевом совещании «Опыт эксплуатации и технической диагностики магистральных газопроводов с дефектами КРН» (ОАО «Газпром», г. Югорск, 2001), 12-м Международном конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи. CITOGIC» (2002-2004), 24-м Международном газовом конгрессе (Аргентина, 2009), IV и V Международных научно-технических конференциях «Газотранспортные системы: настоящее и будущее (GTS-2011, GTS-2013)» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2011, 2013), Семинар-совещании по противокоррозионной защите ГТС (г. Будва, Черногория, 2012 г.), Международном семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, УГТУ, 2013, 2014).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 57 работ, из них 1 монография, 18 статей в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России, а также 11 патентов Российской Федерации.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения. Содержит 422 страницы текста, включая 152 рисунка, 57 таблиц и список литературы из 243 наименования.
Механизмы возникновения и развития КРН
Магистральные газопроводы являются сложными техническими систе-мами, имеющими ряд особенностей управления. Помимо протяженной ли-нейной части, в газотранспортные системы входят объекты основные и вспомогательные компрессорных станций, газораспределительных станций, газоизмерительных станций. На сегодняшний день существует многоуровне-вая система управления ЕСГ (рисунок 1.1).
Высокая степень автоматизации позволяет контролировать процесс транспорта газа на всех уровнях системы управления ЕСГ, данные получае-мые в системах разных уровней используются для контроля над параметрами транспорта газа и над текущим состоянием оборудования станций. Внедряе-мые на вновь сооружаемых газопроводах системы противокоррозионного мониторинга, в том числе с использованием интеллектуальных вставок и оп-товолоконных систем мониторинга, существенно расширяют возможности сбора информации о состоянии магистрального газопровода. Существующая система управления при всех своих достоинствах не позволяет в полной мере обеспечить надежность газотранспортных систем, в частности, не обеспечивает надежности линейной части магистральных газо-проводов.
В общем случае под надежностью понимается свойство объекта сохра-нять во времени в установленных пределах значения всех параметров, харак-теризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режи-мах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования [47]. Надежность является комплексным свойством, ко-торое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняе-мость или определенные сочетания этих свойств [47]. Вопросам обеспечения надежности систем магистрального трубопро-водного и их элементов посвящены работы отечественных и зарубежных ав-торов Агинея Р. В., Айбиндера А. Б., Александрова Ю. В., Березина В. Л., Бородавкина П. П., Болотина В. В., Будзуляка Б. В., Гумерова А. Г., Зайнул-лина Р. С., Иванцова О. М., Земенкова Ю. Д., Кузьбожева А. С., Салюко-ва В. В., Теплинского Ю. А., Харионовского В. В., Шарыгина А. М., Шары-гина В. М. и других.
Основными направлениями исследований являются обеспечение кон-структивной надежности и борьба с коррозионными процессами, ряд работ посвящен и комплексному прогнозированию надежности и оценке ресурса газопроводов. Эти основные направления включают в себя широкий спектр вопросов, связанных с расчетами прочностной надежности и устойчивости магистраль-ных трубопроводов под действием нагрузок и факторов различной природы [3, 26, 52, 72, 78, 108, 151, 212, 211], ремонта [53, 207, 216] и диагностирова-ния [7, 52, 72, 77, 108, 186, 187], исследования коррозионных процессов [10, 63, 104, 136, 217] и процессов ухудшения функционального состояния метал-ла труб [13, 14, 31, 86, 118, 144, 210], способов эффективного управления трубопроводными системами [28, 140, 138, 148].
Одной из главных угроз надежности газопроводных систем является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН, стресс-коррозия) [124-131, 150, 166, 208], крайне опасная форма проявления коррозионных процес-сов, своевременное выявление которого является затруднительным, а про-гнозирование его возникновения и развития невозможным.
Коррозионное растрескивание металла труб под напряжением, или стресс-коррозия, представляет собой особый вид разрушений, проявляющий-ся в виде образования на внешней поверхности труб колонии трещин в гори-зонтальном направлении (рисунок 1.2), развивающиеся во времени и приво-дящие, в конечном счете, к разрыву трубы. Главной особенностью этого явления является его неопределенность, как о моменте начала зарождения колоний трещин, их развития и превращения (слияния) в продольную крити-ческую трещину, так и времени, необходимом для этого. Разрушение чаще всего происходит неожиданно с выбросом газа и его возгоранием. Образую-щийся при разрушении котлован, в зависимости от количества разрушенных труб, достигает 45 м в ширину, 60-70 м в длину и 4,5 м в глубину. Характер-но при этом, что в котловане после разрушения отсутствуют грунтовые воды из-за уплотнения грунта взрывной волной. Грунтовые воды начинают посту-пать на 2-3 сутки после разрушения участка газопровода.
Оценка влияния различных факторов на возникновение и развитие КРН
В данной главе представлены результаты работы по разработке крите-риев выявления потенциально опасных участков линейной части магист-ральных газопроводов, предрасположенных к КРН. В качестве исходных данных для разработки вышеуказанных критериев использовалась эксперт-ная информация о состоянии линейной части магистральных газопроводов, в том числе о состоянии трассы газопровода, проектная документация и ре-зультаты мероприятий по диагностике.
Разработка корректных критериев выявления потенциально опасных участков линейной части магистральных газопроводов, предрасположенных к КРН может быть выполнена только на основании анализа значительного количества экспертных данных об аварийных участках. Опыт многочисленных лабораторных экспериментов [10, 14, 54, 86, 216, 218], стендовых и полевых исследований [7, 11, 37, 86, 136, 139, 140, 166, 193, 194, 196] позволил современным исследователям выделить ряд наи-более характерных для развития КРН характеристик трубопроводов и свойств околотрубного пространства. В качестве наиболее значимых харак-теристик трубопроводов чаще всего называются срок эксплуатации, диаметр трубопровода, марка стали и технология производства труб, толщина стенки труб, тип изоляционного покрытия. В число характеристик околотрубного пространства, способных в той или иной степени влиять на процессы воз-никновения и развития КРН включают тип грунта на участке трассы и уро-вень грунтовых вод. Также исследователями часто принимаются во внимание и проверяются расстояние места разрушения трубопровода до компрессор-ной станции, выполнение критерия защищенности участка трубопровода средствами электрохимической защиты, факт постороннего вмешательства, свойства грунтового электролита, факты нарушения проектных решений.
Далее приводится анализ задокументированных фактов разрушения магистральных газопроводов по причине КРН с целью выявления наиболее значимых факторов, влияющих на возникновение и развитие дефектов КРН.
В настоящем исследовании для анализа использовались базы данных многолетних наблюдений за эксплуатацией магистральных газопроводов в различных условиях, а именно информация о фактах аварийных разрушений магистральных газопроводов, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Ух-та» [166, 193-196]. В данном случае при проведении статистических исследо-ваний все описанные 39 случаев аварий рассматриваются как произошедшие события критического развития КРН, приведшие к разгерметизации трубо-провода.
Установлено, что диаметр труб разрушенных участков 1020, 1220, 1420 мм, толщина стенки труб варьируется в диапазоне от 9 до 16,5 мм (для всех диаметров). Материал труб – сталь, трубы отечественного и импортного про-изводства, марки стали Х60, Х70, 14Г2САФ, 17Г1С, 17Г1С-У, 17Г2СФ. Тру-бы всех разрушенных участков имели защитное покрытие, представляющее из себя полимерную ленточную изоляцию.
На разрушенных участках были определены характеристики грунтов. Все установленные типы грунтов были разделены по характерным признакам на 4 представительные группы: глины, включающие глины и тугопластичные суглинки, тяжелые суглинки, грунты с железистыми соединениями, суглинки (чистые суглинки, суглинки и супеси, пески с включениями глины), пески (пески, пески с примесью других грунтов), торф (торф, илистые грунты).
Нарушение и дефекты изоляции зафиксированы во всех описанных случаях, ввиду этого возможен доступ грунтовых вод к металлу трубы. По-добное явление, по мнению ряда исследователей, имеет непосредственную связь с возникновением и развитием дефектов типа КРН [10, 136, 140, 158,166]. Для ряда описанных случаев установлен уровень наиболее дли-тельного стояния грунтовых вод (далее – УНДС), соответственно, с учетом глубины заложения участка, определены случаи пересечения трубопровода с уровнем грунтовых вод.
Известной характеристикой для большей части расследованных аварий является уровень катодной поляризации, характеризуемый значением потен-циала «труба-земля» в местах разрушения. Известен ряд работ, авторы кото-рых предполагают наличие связи между значениями потенциала «труба-земля» и фактами возникновения и развития дефектов типа КРН [55, 102, 103].
Индукционные приборы для измерения электромагнитных сигналов
Феррозонд, как правило, состоит из сердечника, вокруг которого намо-тана обмотка возбуждения, создающая вспомогательное магнитное поле (по-ле возбуждения) и измерительной обмотки, с которой снимается полезный сигнал. В общем случае в ФЗ могут быть дополнительные обмотки: обмотка обратной связи (одна или несколько включённых так же как измерительная), обмотка компенсации магнитной индукции поля помехи, начального уровня преобразуемой магнитной индукции и др.
Конструкция ФЗ, способы возбуждения, выделения и преобразования полезного сигнала достаточно подробно рассмотрены в работах, поэтому кратко остановимся только на способах наложения магнитного поля возбуж-дения, чтобы дальше рассматривать уже конкретные типы феррозондов.
Как уже отмечалось, работа феррозонда связана с наличием по крайней мере двух магнитных полей - измеряемого поля и вспомогательного поля, создаваемого током, протекающим по обмотке возбуждения.
В случае переменного измеряемого поля для феррозонда с про-дольным возбуждением имеем на выходе: (3.9) где - дифференциальная магнитная проницаемость сердечника; - магнитная ось феррозонда; S - площадь поперечного сечения сердечника. Если , для второй гармоники выходной э.д.с. получим: (3.10) где W - круговая частота измеряемого поля; w - круговая частота вспомогательного поля; B0m – амплитуда индукции измеряемого поля. При w W вторым членом можно пренебречь. Из (3.10) видно, что квадратурная (косинусная) составляющая второй гармоники выходной э.д.с. пропорциональна W, т.е. частоте измеряемого по-ля.
Поэтому информацию о B0m лучше получать путём измерения синфаз-ной составляющей э.д.с., в этом случае выходной сигнал феррозонда пропор-ционален только индукции измеряемого поля и не зависит от частоты W в достаточно широких пределах.
Т.о. измерительные приборы с феррозондом характеризуются следую-щими особенностями: - измеряется само значение магнитной индукции, а не её производная; - простота измерительных схем из-за того, что модулированный вы-ходной сигнал преобразователя имеет значительно выше частоту, чем часто-та измеряемой индукции; - возможность построения автокомпенсационных измерительных при-боров, что снижает требование к стабильности коэффициентов преобразова-ния узлов прямой цепи; - возможность одновременного раздельного преобразования постоян-ной B0 и переменной Bи составляющих магнитной индукции в пропорцио-нальный им электрический сигнал. При B0 Bи вследствие перезагрузки узлов измерительного прибора мо-жет появиться погрешность преобразования Bи, превышающая допустимую.
Поэтому в приборе должна предусматриваться цепь компенсации, уменьшающая постоянную магнитную индукцию в объёме феррозонда до приемлемого значения.
Шумы феррозондов Порог чувствительности средств измерений определяется совокупно-стью их собственных (аддитивных) шумов. Порог чувствительности - величина, при которой обеспечивается от-ношение сигнал-шум, равные единице. Источники шума могут находиться как в первичном, так и в после-дующих преобразователях средств измерения, где наибольший вклад в шум даёт входной усилитель. Весь шум усилителя при сопротивлении источника Rи будет В2/Гц (3.11) где eу - входное напряжение шума усилителя; iу - входной ток шума усилителя.
Если входной усилитель сделан на малошумящих усилителях (eу» 10нВ/Гц1/2, iу» 1 пА/Гц1/2), а в качестве феррозонда применяется датчик, имеющий коэффициент преобразования около 40 мкВ/нТл и сопротивление измерительной обмотки Rи 1 кОм, то вклад усилителя в спектральный шум составляет 0.25 пТл/Гц1/2. Поэтому, как это будет показано дальше, основным источником шума в преобразователях на феррозондах остаётся сам датчик.
В феррозонде наиболее интенсивным оказался шум перемагничивания. Этот шум отличается от обычного теплового шума и связан с флуктуациями параметров скачков Баркгаузена в процессе циклического перемагничивания сердечников, вследствие чего его называют магнитным шумом.
Для сравнения укажем, что этот шум, наводимый в измерительной об-мотке в виде хаотичных разнополярных импульсов э.д.с., как правило, на не-сколько порядков выше теплового шума той же обмотки. Магнитный шум имеет дискретно-сплошной спектр (рисунок 3.4). Рисунок 3.4 – Спектральная характеристика магнитного шума Подъём шума вблизи чётных гармоник был обнаружен эксперимен-тально, уровень его обычно на 1-2 порядка выше уровня равномерного шума, поэтому он называется избыточным.
Уровень избыточного шума при измерении постоянных и медленно изменяющихся параметров магнитного поля как раз и определяет порог чув-ствительности средств измерения с феррозондом.
Наименьший уровень шума достигнут на кольцевых феррозондах с ви-тыми сердечниками преимущественно из молибденового пермаллоя. Типовыми значениями являются: - среднее значение избыточного шума = 7-12 пТл в полосе частот 0.01-1 Гц; - спектральная плотность амплитудных значений шума bш= 35 пТлЧГц1/2 начиная с частоты 1 Гц и выше.
Указанные значения шума достигаются при использовании отечествен-ных пермаллоев 83НФ, 82НМ(П) и 81НМА при максимальном значении воз-буждения hmax= 2-3 кА/м.
Типовые значения шумов не являются пределом и имеются реальные предпосылки дальнейшего существенного снижения уровня шумов ферро-зондов, причём, в первую очередь, за счёт разработки новых материалов и режимов их термообработки. В этом плане достаточно перспективными яв-ляются аморфные сплавы.
Математическая модель для расчета магнитного поля трубопровода с неоднородной намагниченностью
Программное обеспечение (ПО) приемника БИТА-1 разделено на не-сколько функциональных блоков (рисунок 4.7). Это блок инициализации, блок выключения, блок опроса клавиатуры и блок основной программы. Блок выключения осуществляет постоянный контроль за клавишей питания, при нажатии на которую прерывает выполне-ние основной программы, сохраняет внутренние переменные ПОв энергоне-зависимой памяти и производит отключение питания. Блок опроса клавиату-ры выполняет постоянный опрос клавиш приемника, формирует код клавиши и сохраняет его в буфере клавиатуры. Блок основной программы (рисунок 4.8) осуществляет выполнение основных функций приемника и состоит, в свою очередь, из следующих бло-ков: инициализации, меню, выбора функций, поиска, измерения глубины, измерения тока, измерения градиента, сохранения измерений, связи с ЭВМ, выбора языка меню, регулирования громкости звука, ввода калибровочного коэффициента, калибровки датчика вертикали, ввода номера блока и номера записи, просмотра данных, очистки данных, установки даты.
Блок инициализации выполняет начальную настройку портов вво-да/вывода микропроцессора, таймеров, АЦП, внутренних переменных про-граммного обеспечения, инициализацию ЖКИ, начальную установку аппара-туры приемника и восстановление внутренних переменных из энергонезави-симой памяти.
Блок меню осуществляет индикацию разряда батарей, установку час-тоты и режима измерений и осуществляет основную функцию по выбору и управлению режимом работы приемника. Блок выбора функций позволяет осуществлять просмотр, выбор и выполнение дополнительных функций при-емника (настройки, калибровки и взаимодействия с данными).
Блок поиска управляет работой приемника в режиме поиска на вы-бранной частоте и в выбранном режиме. Производит измерение сигналов датчиков, индикацию графической шкалы, звуковое кодирование величины сигнала.
Блок измерения глубины выполняет измерение на выбранной частоте и индикацию глубины залегания. Производит опрос датчиков, программную фильтрацию, вычисление глубины, отображение на дисплее.
Блок измерения тока выполняет измерение на выбранной частоте и индикацию величины тока. Производит опрос датчиков, вычисление тока, отображение на дисплее. Перед измерением тока полностью выполняется блок измерения глубины.
Блок измерения градиента выполняет измерение на выбранной часто-те и индикацию величины градиента напряжения. Производит опрос датчи-ков, вычисление градиента напряжения, отображение на дисплее.
Блок сохранения измерений выполняет сохранение данных, получен-ных при выполнении блоков поиска, измерения глубины, измерения тока и измерения градиента в энергонезависимой памяти.
Блок связи с ЭВМ выполняет передачу блока данных из энергонеза-висимой памяти в ЭВМ. Производит преобразование и формирование дан-ных для обеспечения совместимости с MicrosoftExcel.
Блок выбора языка выполняет переключение языка сообщений при отображении на дисплее. Производит сохранение выбранных настроек в энергонезависимой памяти.
Блок регулирования громкости звука выполняет регулирование гром-кости и сохраняет выбранные настройки в энергонезависимой памяти.
Блок ввода калибровочного коэффициента выполняет ввод калибро-вочного коэффициента и его сохранение в энергонезависимой памяти.
Блок калибровки датчика вертикали выполняет калибровку датчика вертикали. Производит опрос датчика, расчет и сохранение калибровочных данных в энергонезависимой памяти. Блок ввода номера блока и номера записи выполняет позиционирова-ние указателя записи энергонезависимой памяти. Блок просмотра данных выполняет чтение информации из энергоне-зависимой памяти и отображение на дисплее с возможностью пролистыва-ния. Блок очистки данных выполняет стирание заданного блока данных в энергонезависимой памяти. Блок установки даты позволяет задать текущую дату и сохраняет ее в энергонезависимой памяти. Алгоритмы работы составных блоков ПО представлены на рисунках 4.9 – 4.19
