Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Исследование проблем диагностики технического состояния и эксплуатации магистральных газопроводов 7
1.1 Исследование проблем функционирования Единой системы газоснабжения России 7
1.2 Исследование типов дефектов возникающих на теле труб газопроводов 8
1.3 Анализ существующих методик диагностики и прогнозирования технического состояния трубопроводных систем 28
1.4 Актуальность разработки новой методики анализа и прогнозирования технического состояния магистральных трубопроводов 42
Выводы по ГЛАВЕ 1 45
ГЛАВА 2. Разработка модели и метода определения технического состояния магистральных газопроводов 46
2.1 Исследование существующих методов анализа технического состояния магистральных газопроводов 46
2.2 Разработка метода классификации дефектов по степени их опасности 54
2.2.1 Анализ существующих методов классификации дефектов 54
2.2.2. Разработка метода и алгоритма обработки результатов внутритрубных диагностических обследований 58
2.3 Разработка метода расчёта технических параметров труб газопроводов и их дефектов 64
Выводы по ГЛАВЕ
ГЛАВА 3. Разработка моделей и алгоритмов прогнозирования технического состояния и аварийности магистральных трубопроводов 85
3.1 Выявление факторов способствующих возникновению аварий магистральных газопроводов 85
3.2 Определение степени влияния различных факторов на техническое состояние трубопроводов 107
3.3 Разработка модели и алгоритма определения вероятных причин возможной аварии 116
3.4 Прогнозирование наиболее вероятного количества аварий для крупных фрагментов газотранспортной системы 125
3.4.1 Разработка вероятностной модели прогнозирования количества аварий 130
3.4.2 Обоснование допустимой глубины вероятностного прогнозирования аварийности 137
3.4.3 Проверка правильности вычислений по асимптотическим соотношениям 139"
3.4.4. Разработка алгоритма прогнозирования вероятного количества аварии 143
3.5. Выработка комплексных рекомендаций о целесообразности ремонта участка газопровода 145
Выводы по ГЛАВЕ 3 147
ГЛАВА 4. Разработка алгоритма и инструментальных средств для реализации комплексной методики анализа и прогнозирования технического магистральных газопроводов 148
4.1. РазработкаППП«Безопасный газопровод» 148
4.2. Разработка алгоритма реализации ППП «Безопасный газопровод»... 172
4.3. Описание прецедентов ППП «Безопасный газопровод» 176
4.4 Моделирование процесса обработки эксплуатационных данных магистральных газопроводов 176
Выводы по главе 4 183
Заключение 184
Список использованных источников
- Исследование типов дефектов возникающих на теле труб газопроводов
- Анализ существующих методов классификации дефектов
- Определение степени влияния различных факторов на техническое состояние трубопроводов
- Описание прецедентов ППП «Безопасный газопровод»
Введение к работе
Актуальность работы
Единая газотранспортная система России (ЕСГ) - структурно сложная техническая система. В ней могут происходить отказы элементов и подсистем, связанные либо с нарушением условий безопасности (аварии), либо с недопустимым снижением эффективности или прерыванием газоснабжения.
Выбор оптимальных стратегий капитального ремонта и реконструкции всегда сопряжен с необходимостью затрат времени и средств на повышение надежности элементов линейной части газопроводов при условии минимизации аварий, обеспечивающей эффективность функционирования газопровода и поддерживающей её не ниже допустимого уровня. Для решения таких задач необходимо применять методы экономико-математического моделирования и использовать современные инструментальные средства.
С учетом указанной специфики функционирования системы газоснабжения при выборе стратегии планирования капитальных ремонтов и реконструкции возникают задачи:
по выявлению в системе элементов, находящихся в наихудшем техническом состоянии в сочетании с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации;
анализу допустимости остановок перекачки газа и прогнозирования возможности возникновения аварийных ситуаций;
планированию мероприятий по ремонту и реконструкции.
Первую задачу принято решать методами диагностики. В большинстве случаев диагностическая информация состоит из большого объёма данных, но является не полной, так как некоторые дефекты, находящиеся на трубопроводе, не выявляются. Вместе с тем даже при наличии исчерпывающих диагностических сведений о техническом состоянии трубопровода для полноценного прогноза аварийности требуется знание важности элементов в системе, условий их работы, возможных изменений техногенной обстановки и окружающей среды. Это требует, как показали исследования, применения современных экспертно-аналитических моделей и методов.
Немаловажным аргументом в пользу экспертно-аналитических методов является то, что затраты на аналитическую работу по обобщению имеющихся сведений о техническом состоянии объекта с применением той или иной экспертной системы несравнимо ниже по сравнению с затратами на практическую диагностику. Следует также учесть, что в настоящее время ведется целенаправленный мониторинг технического состояния опасных производственных объектов. Организованы электронные базы, в которых ведется сбор большого объема данных по различным технико-технологическим и природно-климатическим факторам, авариям, инцидентам и другим обстоятельствам, сопутствующим эксплуатации
трубопроводов. Поэтому разработка эффективных моделей и методов и необходимых инструментальных средств обработки больших объёмов такой информации и её дальнейшее использование для прогнозирования аварийности и планирования ремонтов - актуальная задача для систем магистральных газопроводов большого диаметра.
Большой вклад в исследование проблем обработки больших объёмов информации, прогнозирования аварийности, а также управления своевременным ремонтом трубопроводов внесли видные российские ученые, такие как В.В. Харионовский, Е.М. Гурленов, И.И. Вилиюлин, З.Т. Галлиулин, М.В. Лисанов, Т.С Есиев, Н.И. Федунец, В.Н. Решетников, Л.А. Бахвалов, Ф.Г. Тухбатуллин, В.Д. Шапиро, Чувильдеев В.Н. и др.
Цель данного научного исследования заключается в разработке комплексной методики прогнозирования технического состояния газопроводов, позволяющей определить не только аварийноопасные участки, но и возможные причины, и количество аварий.
Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:
анализ и исследование проблем технического состояния и возникающих дефектов линейной части газопроводов;
разработка метода идентификации труб и дефектов, эксплуатирующегося газопровода и расчёта их основных технических характеристик по результатам внутритрубных диагностических обследований;
выявление факторов, влияющих на развитие дефектов и возникновение аварий;
исследование структуры взаимосвязей между различными факторами, влияющими на возникновение аварий;
разработка модели прогнозирования типа аварий с учетом влияния природно-техногенных факторов и взаимосвязей между ними;
разработка модели прогнозирования количества аварий на крупных элементах газотранспортной системы;
разработка комплексной методики прогнозирования технического состояния и аварийности газопроводов, включающей в себя независимые модели прогноза;
разработка инструментальных средств обработки эксплуатационных данных газопровода и прогнозирования технического состояния элементов газотранспортной системы.
Идея работы заключается в определении значимых природно-технологических факторов, анализе степени их влияния на техническое состояние газопроводов, системных связей между ними и использовании результатов обработки больших объёмов ретроспективных данных об авариях, а также текущих сведений об условиях функционирования трубопроводов, что впервые позволит осуществить прогноз типа и числа аварий газопроводов.
Основные научные положения, разработанные соискателем, и их новизна:
Разработан метод обработки эксплуатационных данных, позволяющий впервые рассчитывать и анализировать технические характеристики труб газопроводов и возникающих на них дефектов по результатам внутритрубных диагностических обследований.
Выявлен ряд природно-климатических, технико-технологических и организационных факторов, оказывающих значимое влияние на развитие аварий, которые до настоящего времени не принимались во внимание при формировании прогнозов.
Разработана модель распознавания причины аварии по факторам, сопутствующим эксплуатации трубопровода.
Получены математические выражения позволяющие прогнозировать общее количество аварий на крупных фрагментах газотранспортной системы.
Разработана комплексная методика обработки эксплуатационных данных, включающая новые модели и методы, учитывающие особенности конкретных трубопроводов, и позволяющая в отличие от существующих определять не только аварийноопасные участки, но и прогнозировать возможные причины и количество аварий.
Разработаны инструментальные средства прогнозирования технического состояния газопроводов большого диаметра, позволяющие повысить точность прогноза на основе параметров природно-техногенных факторов.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, сформулированных в диссертации, подтверждается корректным использованием методов статистического анализа, теории многофакторной оптимизации, теории распознавания образов, численного анализа, компьютерного моделирования, теории восстановления, а также положительными результатами экспериментального моделирования разработанного пакета прикладных программ и внедрением его на ряде газотранспортных предприятий России и зарубежья.
Научная значимость диссертации состоит в разработке новой методики обработки эксплуатационных данных трубопроводов, полученных в результате мониторинга, внутритрубной дефектоскопии и ретроспективных сведений об авариях, позволяющей впервые комплексно анализировать динамику влияния совокупности наблюдаемых факторов, а также прогнозировать аварийность с учетом выявленных природно-техногенных факторов, не учитывавшихся ранее.
Практическая значимость диссертации заключается в создании методики позволяющей, определить как в краткосрочной, так и в среднесрочной перспективе, участки газопровода для обследования и ремонта, что позволяет предотвратить аварии, связанные с развитием дефектов, и планировать затраты на капитальный ремонт.
Реализация и внедрение результатов. Разработанный 111111 «Безопасный газопровод» применяется для прогнозирования технического состояния трубопровоов «Ухта-Торжок», «Пунга - Ухта - Грязовец» и др.
Разработанные модели и методы обработки данных используются в учебном процессе для подготовки специалистов и магастров по направлению 230100 «Информатика и вычислительная техника» специальности 230102 «Автоматизированные системы обработки информации и управления» МГТУ, включены в разделы дисциплин «Методы оптимизации» и «Компьютерные системы поддержки принятия решений» по направлению 230100 «Информатика и вычислительная техника».
Апробация работы. Основные результаты диссертации и ее отдельные положения докладывались на семинарах кафедры АСУ МГТУ, международных симпозиумах «Неделя горняка» (2007 - 2010 гг., Москва) и отраслевых конференциях ОАО «Газпром».
Публикации. По теме диссертации опубликованы 4 научные работы и получено одно свидетельство №2010620553 о регистрации базы данных «Единый реестр по декларациям промышленной безопасности опасных производственных объектов и паспортам безопасности опасных объектов ОАО «Газпром».
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 68 наименований, содержит 16 таблиц и 48 рисунков.
Исследование типов дефектов возникающих на теле труб газопроводов
Первая группа газопроводов со средним-сроком эксплуатации 38-лет была сооружена по строительным нормам и правилам, которые не соответствуют действующим в настоящее время, нормам, особенно I части требований к сварным соединениям и требованиям к изоляционным покрытиям: Эта группа газопроводов протяженностью около 20 тыс. км. Для газопроводов этой группы характерны коррозионные повреждения» на протяженных участках по нижней образующей.
Вторая группа газопроводов со средним сроком эксплуатации 26 лет вводилась, как правило, с камерами запуска-приема очистных поршней и с равнопроходной арматурой. Однако эти газопроводы строились с пленочным изоляционным покрытием, защитный срок службы которых составляет 12 лет.
На газопроводах этой группы также имеются значительные коррозионные повреждения, но они носят локальный характер.
Третья группа - это газопроводы со сроком эксплуатации от 16 лет до 21 года. Эти газопроводы сооружались преимущественно из труб с заводской изоляцией в варианте Харцызского и Волжского заводов и труб импортного производства. На газопроводах данной группы также выявляется большое количество дефектов.
Как мы видим, на всех трёх группах газопроводов имеются различные дефекты. Некоторые, из которых были получены ещё при производстве труб на заводах.
Исследование типов дефектов возникающих на- теле труб газопроводов. Дефекты на трубах могут образовываться либо в процессе их производства, либо в процессе монтажа труб в трассу, либо в процессе их эксплуатации в трассовых условиях.
Под дефектами будим понимать отклонения качественных показателей от допустимых по назначению и спецификации величин. Важной задачей не разрушающего контроля, является наиболее раннее выявление этих отклонений в процессе производства с целью устранения их причин. Это включает учет отклонений также и в стадии докритического, еще допустимого по спецификации образования дефектов. При этом следует иметь в виду, что некоторые дефекты могут возникнуть в результате взаимодействия нескольких факторов, их причины следует искать начиная-от раскатки слябов до листов и полосы и далее в процессе металлургического производства стали. Выявление возможных дефектов осуществляется на трубе в зоне контроля тела трубы, сварного шва и конца трубы. Кроме того, оно распространяется на лист, а также частично на полосу и на поверхность слябов (рис.1).
Дефекты в основном металле труб большого диаметра, которые могут быть выявлены методами неразрушающего контроля, являются главным образом дефектами заготовок. Возможным дефектами являются: неметаллические включения: дефекты сердцевины; флокены (дефекты легированной стали, обнаруживаемый в продольном изломе трубы в виде серебристо-белого пятна или трещины.); дефекты поверхности; отклонения от геометрии.
Степень чистоты стали зависит от содержания неметаллических включений. Типичными видами включений являются сульфиды и оксиды. Сульфиды возникают при затвердевании стали в результате реакции ликвирующей серы с сероподобными легирующими и сопровождающими элементами. Как правило образуются легко деформируемые сульфиды марганца, которые при прокатке листа и полосы растягиваются в длинные строки (рис.2,а). Оксиды могут образовываться в, стали как эндогенные продукты восстановления или захватываться извне. В связи с этим экзогенные включения имеют в зависимости от их величины, свойств и деформируемости в стали и полосе самые разнообразные формы. На рис.2 , б показано включение, содержащее главным образом А120з, которое из-за своей незначительной деформируемости было раскатано в цепочку мелких частиц, напоминающих нить бус.
Количество экзогенных оксидных включений может быть уменьшено в результате использования высокопрочных огнеупорных материалов, воздушного затвора и применением различных технологических операций в процессе литья, которые способствуют сепарации включений. Такие благоприятные условия создает непрерывная разливка, так как ее осуществляют при строгом контроле температуры и режима литья стали. Разливка слитков сифонным способом требует особо тщательного соблюдения технологии во избежание загрязнения металла из системы литниковых каналов, что ведет к появлению неметаллических включений в листе и полосе в виде расслоений.
Анализ существующих методов классификации дефектов
Отметим что результаты расчетов на прочность (результаты расчетов допустимого давления) трубы с дефектом не являются основанием для принятия решения о повышении или снижении рабочего давления выше проектного или разрешенного рабочего давления.
Недостатком данного метода является то, что он не отвечает современным требованиям предъявляемых к подобного рода расчётам и не учитывает результаты исследований полученных за последние годы. Применение подобных методов для расчётов уже приводило неверному определению характеристик газопровода и к последующим авариям. Фактически используя данный метод можно определить, только максимально допустимое рабочее давление. Как показал анализ проблем диагностики магистральных газопроводов, по результатам проведённой диагностики на основании характеристик обнаруженных дефектов необходимо рассчитывать сроки безопасной эксплуатации участков газопроводов для принятия эффективных решений по их обследованию и ремонту, а также определения возможных причин и количества аварий, для своевременного принятия мер по их предотвращению. Однако методики, применяемые в настоящее время для анализа результатов ВТД, позволяют лишь грубо оценить степень опасности дефекта и дать рекомендацию о необходимости вырезки трубы, содержащей дефект. Это является следствием того что результаты нескольких ВТД обрабатываются независимо друг от друга, а при выработке решений о необходимости ремонта не учитываются важные факторы, оказывающие влияние на техническое состояние трубопровода.
Анализ результатов различных ВТД и дополнительной эксплуатационной информации позволил разработать новую комплексную методику прогнозирования технического состояния и аварийности газопроводов, состоящую из 6 основных этапов (рис.25).
Основные этапы разработанной комплексной методики Использование комплексной методики позволяет получить наиболее полное представление о техническом состоянии газопровода и анализировать результаты принципиально различных исследований, что позволяет впервые установить не только аварийноопасные участки, но и возможные причины и количество предполагаемых аварий.
Разработка метода классификации дефектов по степени их опасности. Для полноценного прогнозирования технического состояния газопровода необходимо проводить классификацию дефектов по степени опасности разрушения газопровода. Однако, применяемые в настоящее время методы не обеспечивают необходимой точности определения
Анализ существующих методов классификации дефектов Прежде чем проводить классификацию Дефектов газопроводов нам следует определиться с самим понятием «классификация дефектов по степени их опасности».
Классификация дефектов по степени их опасности - это процедура вычисления срока безопасной эксплуатации дефектной трубы и срока контрольного измерения параметров дефектной области по измеренной зависимости глубины дефектной области от продольной координаты. Срок безопасной эксплуатации дефектной трубы - это расчетный период времени, в течение которого расчетное давление разрушения дефектной трубы будет оставаться выше заданного (порогового) уровня давления, вычисленный с учетом реальной конфигурации дефектов (по измеренной зависимостиглубины дефектной области от продольной координаты).
Однако отметим, что в настоящее время выполняется не вычисление этих сроков, а скорее грубое их определение. Классификацию поверхностных дефектов выполняют по измеренной зависимости глубины дефектной области от продольной координаты на ее проекции на продольную ортогональную плоскость.
При расчете срока эксплуатации дефектной трубы считают, что труба находится в безопасном состоянии, если может выдержать установленное для рассматриваемого участка газопровода пороговое давление Рпор = КпорРраб.
В настоящее время для классификации дефектов используются положения методики ВРД 39-1.10-004-99. Дефекты классифицируются как закритические, критические, докритические и незначительные.
Определение ресурса потерь металла, рисок и продольных (осевых) несплошностей плоскостного типа, включая дефекты сварных швов, основан на положениях методики ВРД 39-1.10-004-99. При этом выполняется оценка опасности дефектов.
При этом ресурс изменений толщины стенки не рассчитывается, но может определяться отраслевыми нормами или совпадать со сроком проведения капитального ремонта трубопровода.
Дефекты, у которых коэффициент снижения рабочего давления меньше 1, считают опасными по результатам оценки и классифицируются как закритические.
Кроме того, в соответствии с методикой ЗАО «Нефтегазкомплектсервис» к закритическим относятся поперечные и наклонные несплошности плоскостного типа, у которых по данным дефектоскопа предельная глубина составляет 70% от толщины стенки.
У закритических дефектов остаточный ресурс не рассчитывается, а назначается и составляет 1 год, при условии, что максимальное рабочее давление в трубопроводе устанавливается на уровне, не превышающем величины допустимого рабочего давления трубы с закритическим дефектом.
Определение степени влияния различных факторов на техническое состояние трубопроводов
Для регрессионных зависимостей (1) были определены параметры моделей линейного вида с использованием метода пошагового регрессионного анализа. Соответствующие разработанные модели оценивались с помощью критерия Фишера (F), коэффициента корреляции и средней квадратичной ошибки (СКО). Кроме того, каждый параметр моделей оценивался с помощью критерия Стьюдента (t). Значения соответствующих критериев для разработанных моделей приведены в таблице 10.
В виду того, что линейная модель обеспечивает адекватный уровень коэффициента корреляции и средней квадратичной ошибки, то можно сделать вывод, что линейные модели достаточно точно отражают исходные фактические данные. Проведенный анализ разработанных моделей зависимости развития дефектов от природно-климатических, технико-технологических и организационных факторов показал, что: 1. Факторы, входящие в состав природно-климатической группы группы (Рпрд) в наибольшей степени зависят от возраста газопровода. (табл. 10). 2. Факторы, составляющие технико-технологическую группу (FTXH), незначительно влияют друг на друга, поскольку их коэффициенты уравнения регрессии одинаково малы. 3. В группе организационных факторов, относящихся к инженерной деятельности человека (FOPr), наименьшее влияние на остальные.показатели оказывают такие факторы, как простой без включения ЭХЗ- и глубина-заложения-газопровода.
Для определения вероятных причин возможной аварии на Этапе IV, необходимо выяснить какие, природные факторы и условия производства трубі и в: какой степени влияют на развитие дефектов. До настоящего времени серьезных исследований в этой области было крайне мало. Во многом это объяснятся сложностью сбора-статистических данных.
Как мы отмечали ранее, при измерении параметров дефектов-внутритрубным. снарядом дефектоскопом некоторые данные могут быть получены- не точно, а не которые не определены. Также не всегда есть достовернаяіинформация обо всех факторах вызывающих развитие-дефектов.
Определение подобных участков является достаточно сложной задачей требующей обширных знаний, кроме того-принятое решение должно иметь соответствующее объяснение, а не полагаться на интуицию человека. В виду ответственности принимаемых решений и сложности задачи определение подобных участков следует выполнять с помощью средств современных инструментальных средств.
Разработка модели и алгоритма определения вероятных причин возможной аварии. Для определения прогнозирования вида (преобладающего типа) аварий необходимо использовать всю имеющуюся в наличии информацию о сопутствующих аварии технико-технологических, природно-климатических и организационных факторах, Такую задачу можно решить с применением теории распознавания образов.
Задача распознавания состоит в том, что в результате наблюдения некоторого объекта из множества объектов, принадлежащих разным классам, определяется, какому из этих классов принадлежит наблюдаемый объект. Ввиду большого разнообразия наблюдаемых и подлежащих распознаванию объектов их обычно объединяют абстрактным термином «образ» и говорят о «распознавании образов». Каждая задача распознавания! сугубо индивидуальна и по разному решается в различных областях науки и техники.
Решение задачи распознавания применительно к предсказанию видов аварий трубопроводов опишем на примере определения коррозионных и стресс-корозионных причин.
Если при расследовании аварии трубопровода 25-летнего «возраста», работающего на давление 7,5 МПа, не оказалось возможным по виду разрушения установить, что явилось причиной этой аварии: обычная («классическая») коррозия или стресс-коррозия. Сопутствующим признаком является» запись о величине рабочего давления в момент аварии. Другие сопутствующие признаки для упрощения задачи здесь не рассматриваются. 116
Индексом «1» обозначим событие, заключающееся в реализации аварии по причине обычной («классической») коррозии; индексом «2» обозначим событие, заключающееся в реализации аварии по причине стресс-коррозии.
Результаты появления образов разных классов представляют собой несовместимые и образующие полную группу события. Напомним, что конечная1 совокупность событий называется полной группой событий, если хотя бы одно из них обязательно появляется в результате опыта. В нашем случае это реализация аварии по какой-либо причине из группы причин, образующих полную группу (коррозия, стресс-коррозия, СМР, брак металла, мехповреждение, стихийное бедствие, диверсия):
Учитывая данный факт, поставленная- выше задача выбора верного решения среди образов двух видов (коррозия или стресс-коррозия) совершенно условна; поскольку она не рассматривает полную группу возможных типов аварии, сводя задачу к 2-м альтернативам (коррозия или стресс-коррозия).
Кроме конкретнойг записи о величине рабочего давления при разрыве есть еще. наблюдения, накопившиеся-за срок эксплуатации трубопроводов данного региона, работающих надавление 7,5\Мпа:
Описание прецедентов ППП «Безопасный газопровод»
В" таблицу 29 заносят также результаты обследования труб после их ремонта контролируемой шлифовкой, при этом в ячейки девятого столбца заносят тип дефекта «выемка» с указанием типа устраненного дефекта, например - выемка после вышлифовки коррозионного дефекта (стресс-коррозионного дефекта, каверны, задира и т.п.). Таким образом, дефект, устраненный контролируемой шлифовкой, заносят в таблицу 29 дважды — с первоначальными параметрами дефекта и с параметрами выемки после его вышлифовки. При этом в примечаниях к первой записи вносят «дефект вышлифован». Если дефект устранен другим способом, в примечаниях указывают способ ремонта, например — установлена муфта, выполнена заварка и т.п. При- этом, если примененная ремонтная конструкция имеет ограниченный срок службы, этот срок указывают в соответствующей ячейке восемнадцатого столбца.
Если ремонтируемые трубы идентифицированы по результатам ВТД в. ячейках первого и второго столбцов указывают номер трубы по отчету ВТД и номер пропуска снаряда-дефектоскопа, в противном случае указывают километраж. В ячейках пятого столбца указывают вид ремонта труб, например: замена; ремонт сваркой; ремонт шлифовкой; установка муфты. В ячейках шестого столбца указывают вид ремонта изоляционного покрытия, например: замена изоляции; ремонт изоляции.
В остальные ячейки таблицы заносят характеристики труб и изоляционного покрытия после ремонта. При этом рекомендуется измерять параметры всех вскрытых при ремонте труб, в том числе не замененных. Если отсутствуют данные по каждой замененной трубе, допускается вносить в таблицу 28 данные по всему замененному участку или его части.
При заполнении формы 28 следует вносить только достоверные характеристики труб, измеренные с достаточной точностью, поскольку программа, обработки вносит в таблицу 16 данные таблицы 28. При отсутствии в таблице 28 какого-либо параметра трубы, он будет взят программой таблицы 27.
В ячейки четверного столбца находятся данные по ремонтам труб, выполненным на дефектных участках газопровода, например: выполнена замена; отремонтирована шлифовкой; отремонтирована сваркой; установлена муфта. При выполнении замены труб в ячейках седьмого столбца указывается километраж начала замененного участка, а в ячейках восьмого столбца - его конец. При ремонте труб шлифовкой, сваркой, установке муфты указывают километраж начала ремонтируемого участка трубы.
В ячейки четвертого столбца вносятся также рекомендации по обследованию и ремонту труб: рекомендовано обследовать; рекомендовано заменить; рекомендовано отремонтировать шлифовкой, рекомендовано отремонтировать сваркой, рекомендовано установить муфту. При этом следует отметить, что в случае, когда параметры дефектов, которые послужили причиной выдачи рекомендации о ремонте труб, вызывают сомнения (например, они определены по результатам ВТД), перед ремонтом труб необходимо провести их обследование с целью подтверждения параметров дефектов и при необходимости корректировки способа и/или сроков ремонта.
В ячейки пятого столбца вносятся вид выполненного ремонта изоляции, а также рекомендации по обследованию и ремонту изоляционного покрытия. Графическое изображение данных участка, газопровода строят, экспортируется в Excel, и представляется в виде в диаграмм находящихся в одном файле с табличными данными
Проектные профили участка газопровода сканируют, обрабатывают в редакторе изображений с целью улучшения качества чертежей и совмещают в один непрерывный чертеж на всю длину рассматриваемого участка газопровода. Полученный чертеж встраивается в диаграмму Excel в виде не редактируемого объекта и устанавливается соотношение между пикетажем и километражем в характерных точках участка, после чего задают основную продольную координату участка - километраж.
Выполняют привязку результатов ВТД к характерным точкам трассы (кранам, тройникам, патронам, изменениям толщины стенок труб и т.п.), показанным на чертежах и в отчетах по ВТД. Затем продольную координату дефектоскопа (расстояние от камеры запуска), пересчитывают по характерным точкам, поэтому на чертежах она является- нелинейной. Это позволяет привести все имеющиеся-данные к единой продольной координате (километражу) и существенно снизить влияние погрешностей- измерения расстояний при проектировании, пропуске внутритрубных снарядов-дефектоскопов и выполнении ремонтов.
Если расстояния между характерными точками газопровода не известны, то их принимают равными расстояниям по проектным чертежам. В этом случае газопровод будет привязан к проектным чертежам. В любом случае на бумаге чертежи остаются неизменными, а происходит деформация километровой сетки относительно них.
Привязка одной из координат по одометру ВТД; номер которой указан в ячейке Н2 листа «Параметры», осуществляется по характерным точкам трассы с использованием листа Excel и заносится в столбцы А и В листа «Параметры». Остальные две координаты, по одометру привязываются программой к указанной координате таким образом, чтобы координаты начала труб, имеющих ключ 1 совпадали.
Все промежуточные данные об обследованиях и ремонтах участка газопровода располагают под чертежом в виде диаграмм в хронологическом порядке. Обобщенные данные располагают в нижней части чертежа.
При внесении изменений или дополнений в базы данных ППП «Безопасный газопровод», диаграммы, связанные с соответствующими таблицами, будут также изменены после запуска модуля графического представления результатов.
Объем и вид представления информации- принимают для каждого рассматриваемого участка индивидуально в зависимости от имеющейся по нему информации.
По результатам каждого пропуска снаряда-дефектоскопа в обязательном порядке отображаются следующие диаграммы: конструкция и толщина стенки труб; глубина коррозионных дефектов с различным отображением коррозии и каверн; глубина продольно-ориентированных дефектов; с различным отображением продольных трещин и продольных канавок (диаграмму строят только для пропусков снарядов-дефектоскопов, которые позволяют выявлять продольно-ориентированные дефекты); отношение суммарной приведенной длины дефектов к длине труб; выполненные обследования и ремонты (за период после пропуска снаряда-дефектоскопа до следующего пропуска).
Кроме того, в зависимости от числа и характеристик остальных типов дефектов, выявляемых снарядом-дефектоскопом, строят одну или несколько диаграмм с отображением этих дефектов. В нижней-части чертежа строят следующие диаграммы, отображающие обобщенные данные в настоящее время: конструкция и толщина стенки труб; глубина оставшихся в газопроводе коррозионных дефектов с различным отображением коррозии и каверн;
