ДИАГНОСТИКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

DIAGNOSTICS OF THE LINEAR PART OF THE MAIN GAS PIPELINE

Dmitry Verchenko

student, Department of Transport of hydrocarbon resources, Tyumen industrial University,

Russia, Tyumen

Alexandr Sorokin

student, Department of Transport of hydrocarbon resources, Tyumen industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

Диагностика линейной части магистральных газопроводов позволяет обеспечить бесперебойный транспорт газа в соответствии с плановой производительностью МГ при безаварийной его работе.

Кроме того, диагностика линейной части МГ способствует минимизации издержек от рисков природного и техногенного характера.

Диагностическое обследование МГ на этапе эксплуатации представляет собой взаимосвязанную систему из различных методов, способов, видов и средств НК, а также информационного обеспечения.

ABSTRACT

Diagnostics of the linear part of the main gas pipeline enables uninterrupted gas transport in accordance with planned productivity of the main gas pipeline with an accident-free workplace.

Also, diagnostics of the linear part of the main gas pipeline contributes to minimizing costs of risk natural and man-made disasters.

Diagnostics testing of the linear part of the main gas pipeline is a interconnected system of a different methods, options, types and means of the non-destructive inspections, as well as information management.

Ключевые слова: диагностика; дефект; мониторинг; безопасность.

Keywords: diagnostics; defect; monitoring; safety.

Актуальность проблемы.

С увеличением сроков эксплуатации и неуклонным устареванием систем газопроводов, в т. ч. магистральных и региональных газопроводов, а также газопроводов-отводов растет вероятность отказов их ввиду коррозии, а также стресс-коррозии. Большая часть региональных газопроводов, газопроводов-отводов строилась в однониточном исполнении, за счет этих газопроводов обеспечивается газоснабжение промышленных предприятий, городов, а для них недопустимы перебои поставок газа. Ввиду этого в обеспечении их эксплуатационной надежности постоянно растет роль системы диагностического обследования.

При сроках эксплуатации, которые превышают тридцать лет, переменные нагрузки, которые имеют связь с изменениями режима транспортировки газа, воздействием природы и климата, колебаниями газа и пр., в первую очередь, в зонах сосредоточения напряжений, влекут образование трещин [1], дальнейшее развитие которых может привести к отказу. Помимо этого, данные объекты функционируют в сложном напряженном состоянии, в сравнении с прямолинейными участками, и это предъявляет повышенные требования в отношении диагностических систем.

Для того, чтобы обнаруживать трещиноподобные дефекты, коррозионные дефекты и утечки газа, а также контролировать напряжения, разработали автономную систему комплексного диагностического мониторинга (АСКДМ) объектов линейных частей магистральных газопроводов. Структурную схему АСКДМ показали на рисунке 1.

В процессе разработки системы исходили из того, что, в первую очередь, требуется регистрация критических дефектов [2].

Для использования данной методики требуется знание глубины дефекта и при известных давлении газа, толщине и диаметре нужно осуществлять оценку максимальных напряжений, для чего и используется АСКДМ (рисунок 2).

Рисунок 1. Структурная схема автономной системы комплексного диагностического мониторинга

Рисунок 2. АСКДМ :1- ЦВС(центральная вычислительная система) со спутниковой связью;2- кран; 3-труба газопровода; 4-опора; 5-байпасный кран; 6-свеча; 7-свечевой кран

АСКДМ является комплексом программных, аппаратных средств, которые обеспечивают автономную работу системы, измерения физических параметров, передачу полученной информации на удаленный терминал управления посредством спутниковой связи в режиме периодических сеансов либо же срочного вызова, а также их обработку.

Удаленный терминал, который обеспечивает прием, накопление, обработку данных, ее визуализацию, создание сигналов опасностей по значениям, трендам характеристик, передачу команд с целью изменения режимов работы автономной (автономных) подсистемы (подсистем). Удаленный терминал является комплектом вычислительной техники, имеющий подключенный модем для того, чтобы принимать данные, передавать команды по спутниковой сети, а также периферийных устройств для хранения информации и ее отображения.

Датчики являются первичными преобразователями физических величин в сигналы.

Центральная вычислительная станция (ЦВС), которая включает в себя системный контроллер, приемо-передающее устройство спутниковой сети связи, аккумуляторную батарею (АКБ). В конструктивном плане ЦВС находится в герметичной оболочке. Системный контроллер состоит из вычислительного устройства, энергонезависимой памяти для хранения полученной информации, а также из реле включения питания спутникового модема и МУИК, часов реального времени, обеспечивающих периодическое измерение и временную привязку измерений. За счет АКБ обеспечивается автономная работа системы без применения внешних энергоисточников.

МУИК являются герметичными измерительными устройствами, которые предназначены для того, чтобы преображать электрические сигналы с датчиков в цифровые коды и передавать по соединительным кабелям данных в ЦВС. У МУИК есть разные варианты выполнения для измерений характеристик электрохимической защиты, различных блуждающих токов, характеристик акустической эмиссии, а также тензометрии и пр.

Соединительные кабели, которые предназначены для того, чтобы подавать питание на МУИК, передавать данные от МУИК к ЦВС и команды управления к МУИК от ЦВС. Соединение МУИК при помощи соединительных кабелей осуществляют по смешанной схеме: последовательно друг за другом и звездой.

Универсальность АСКДМ, возможности ее разного конфигурирования, гибкость ПО дают возможность использования системы для разрешения задач, имеющих связь с мониторингом удаленных объектов.

Ключевая проблема для крановых узлов перемычек состоит в отсутствии герметичности по затвору линейного крана, затвору кранов свечной (байпасной) обвязки. Для того, чтобы отслеживать состояние кранового узла и контролировать его герметичность, в АСКДМ используют метод акустической эмиссии [3], за счет которого обеспечивается контроль наличия перетечек по запорной арматуре с закрытым положением последней, а также контроль за наличием и образованием активных развивающихся, опаснейших трещиноподобных дефектов. Вместе с этим, на корпус каждого крана осуществляется монтаж высокочастотного пьезоэлектрического преобразователя, функционирующего в случае закрытого положения крана. В устройстве регистрации, а также обработки системы АСКДМ программно устанавливают пороги для амплитуд регистрируемых сигналов.

Мониторинг коррозионных параметров состоит в том, что синхронно регистрируются суммарные защитные потенциалы и синхронно регистрируются поляризационные потенциалы в 2-х точках контролируемого объекта. По полученным сведениям делают заключение по поводу защищенности объектов контроля от электрохимической коррозии.

Переданные сведения от датчиков обрабатываются, сохраняются в базе данных и отображаются в тех или иных окнах графического, текстового представления. Текущие мгновенные значения измеряемых параметров выводятся в главном окне программы на тех или иных мнемонических пиктограммах, являющихся схематическими изображениями контролируемых пунктов при указании количества и местоположения установленных датчиков на нем. При выходе значений регистрируемых характеристик за установленные допустимые интервалы происходит выдача звуковых сообщений и активизация соответствующего цветового табло.

Для отображения временных зависимостей регистрируемых параметров используются окна графического представления данных (рис. 3), расположенные на соответствующих дополнительных страницах главного окна программы. Вывод показаний различных датчиков одного типа можно осуществлять как в разные окна, так и в одно окно. Масштабирование вывода может быть как автоматическим, так и фиксированным. Для синхронного масштабирования всех окон по оси времени используется панель временных разверток, с помощью которой легко установить любой желаемый временной интервал рассмотрения графики: фиксированный, скользящий или автоматически масштабируемый.

Рисунок 3. Графическое представление данных

Таким образом, применение АСКДМ для мониторинга технического и напряженно-деформированного состояния наиболее ответственных объектов линейной части магистральных газопроводов позволяет своевременно определить нештатные ситуации и принять соответствующие меры по их устранению, что значительно повышает безопасность эксплуатации объектов контроля.

Заключение.

Эффективная и безопасная эксплуатация магистральных газопроводов — важнейшая задача для газотранспортного предприятия. Для надежности поставок газа чрезвычайно необходимо поддерживать требуемые характеристики трубы. Значительная протяженность и малодоступность газовых магистралей не позволяют полноценно использовать различные методы неразрушающего контроля. Оценку реального состояния газопровода как раз и дает внутритрубная диагностика, обеспечивающая доступ и к внутренней, и к наружной поверхности трубы и предоставляющая возможность своевременно выявлять дефекты газовой магистрали.

Список литературы:

1. Анализ безопасности и рисков критически и стратегически важных нефтепроводов.// Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и трубопроводов.-2011.-№2.
2. Гусейнзаде М.А., Юфин В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. – М.: Недра, 1981.
3. Ресурсы журнала «Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и трубопроводов» [Электронный ресурс]-Режим доступа: http://www.pipeline-science.ru/
4. Советов Б.Я., Цехановский В.В. Теоретические основы автоматизированного управления. – Учебник для вузов. – М.: Высшая школа, 2006.
5. Современная экономика и перспективы развития трубопроводной промышленности.-URL-http://xreferat.ru/96/1763-1-sovremennaya-ekonomika-i-perspektivy-razvitiya-truboprovodnoiy-promyshlennosti.html