Методы оценки состояния трубопроводов по результатам диагностики

Седых А.Д., Дедиков Е.В. (РАО "Газпром"),
Гриценко А.И., Харионовский В.В. (ВНИИГАЗ),
Клишин Г.С., Селезнёв В.Е., Алёшин В.В. (АОЗТ "НПО ВНИИЭФ-Волгогаз").
"Газовая промышленность", №8, 1998, с.58-60.

Актуальность проблемы. Оценка состояния трубопроводов, анализ безопасности их эксплуатации и ранжирование участков трубопроводов по срокам ремонта является важной и актуальной задачей для компаний газовой и нефтяной промышленности. Насущность решения данной проблемы на современном этапе, помимо социальных и экологических факторов, обусловлена большой стоимостью замены или ремонта трубопроводов. Тотальное обновление трубопроводной системы практически не реальная задача для любой крупной газовой или нефтяной компании. Ранжирование участков трубопроводов по срокам их замены или ремонта позволяет спланировать затраты компании, делает их сбалансированными и обоснованными.

Организации, создающие и эксплуатирующие трубопроводный транспорт, постоянно совершенствуют методики, позволяющие оценить ресурс и надежность трубопроводов (см., например, работы [1-4]).
На протяжении последних шести лет АОЗТ "НПО ВНИИЭФ-Волгогаз" успешно сотрудничает с РАО "Газпром", его головным научно-исследовательским центром ВНИИГАЗ в рамках решения вопросов диагностики [5].
Краткое описание технологии. Разработанная технология оценки состояния трубопроводов базируется на интегральном численном анализе прочности трубопровода, механизма его разрушения и социальных, экологических и экономических последствий его разрушения.

Исходные данные для оценки состояния трубопровода определяются в результате: внешней и внутритрубной диагностики; сбора информации о параметрах транспортируемой среды, полученных с помощью интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ) на уровне компрессорной станции (КС), линейного производственного управления (ЛПУ) или газотранспортного предприятия в целом; металлографических исследований; анализа картографического материала и проектно-строительной документации.

Внешняя диагностика трубопроводов, в частности, позволяет оценить смещения труб от проектного расположения в результате естественной подвижки грунтов и тепловых деформаций трубопроводов.

Внутритрубная диагностика осуществляется с помощью специальных магнитных или акустических внутритрубных снарядов-дефектоскопов. Применение современных численных методов позволяет существенно повысить качество внутритрубной диагностики и улучшить конструкцию снарядов-дефектоскопов.
Так, например, магнитная дефектоскопия основана на различии параметров магнитного поля в средах с разными магнитными характеристиками. Оценка параметров магнитного поля, создаваемого в трубе при внутритрубной инспекции (с помощью снаряда-дефектоскопа), позволяет на стадии разработки дефектоскопа качественно спроектировать его магнитную систему. Численный трехмерный анализ изменения параметров магнитного поля в зоне различных по конфигурации и типу дефектов дает возможность построения эффективных алгоритмов идентификации дефектов по магнитограммам.

Рис.1.Распределение индукции магнитного поля В[Тл] в
магнитной системе дефектоскопа и трубе

Параметры магнитного поля, создаваемого магнитной системой дефектоскопа, могут быть вычислены в результате решения уравнений Максвелла в трехмерной постановке при соответствующих краевых условиях. Задачу можно решить методом конечных элементов (МКЭ), реализованным в программном комплексе ANSYS. На рис.1 представлено распределение индукции магнитного поля в магнитной системе дефектоскопа и трубе, полученное в результате численного анализа системы с помощью программного комплекса ANSYS.

По данным внутритрубной диагностики участка трубопровода определяется геометрический профиль стенки трубы. Геометрический профиль стенки трубы даёт информацию о расположении дефектов стенок эрозионного, коррозионного, механического, технологического происхождения.

Параметры транспортируемой среды и прилегающих к трубопроводам объектов, помимо оптимального управления транспортом газа, необходимы для прогнозирования аварийных ситуаций, анализа их причин и последствий. К этим данным относятся давление, температура и/или расход транспортируемой среды, температура прилегающего к трубе грунта или атмосферы и т.д. Эти параметры, например, можно получить с помощью ИАСУ, функционирующей в рамках КС, ЛПУ или газотранспортного предприятия в целом. Такие системы разрабатываются и внедряются на предприятии "Волготрансгаз" в рамках проекта ГОФО-2 с участием специалистов АОЗТ "НПО ВНИИЭФ-Волгогаз".

Прочностной анализ производится на основе расчетов напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопроводов с помощью МКЭ. Он применим для оценки прочности газопроводов, нефтепроводов, водопроводов и т.д. Прочностной анализ включает в себя основные этапы:

• расчеты напряженно-деформированного состояния (НДС) участков трубопроводов по балочным конечно-элементным моделям с учетом всех силовых факторов, действующих на трубопровод в процессе эксплуатации;
• выявление наиболее нагруженных участков трубопроводной конструкции;
• определение сил и моментов, действующих на границах участков;
• ранжирование опасных участков трубопровода на основе: их НДС; расположения дефектов стенок труб; близости к населенным пунктам и промышленным объектам (с учетом размеров зон поражения при аварии);
• уточненный расчет НДС опасных участков с использованием оболочечных (рис.2,3) и объёмных (рис.4,5) конечно-элементных моделей;
• анализ несущей способности опасных участков трубопровода на основе критериев теории прочности и разрушения.

Рис. 2. Оболочечная модель трубопровода с эрозионным дефектом	Рис. 3. Эквивалентные напряжения на участке трубопровода с эрозионным дефектом

При прочностном расчете учитываются следующие нагрузки на трубопровод: избыточное внутреннее давление; термодеформации; распределенные и сосредоточенные силы от воздействия грунта; статические и динамические нагрузки от наземных источников; начальные напряжения при сварке швов трубопровода; остаточные напряжения упруго-изогнутых труб; ветровые нагрузки для надземных трубопроводов; нагрузки от внешнего давления воды для подводных трубопроводов; нагрузки, возникающие при переходах над карстовыми провалами; нагрузки, связанные с рельефом речного или морского дна на подводном переходе, и др.

Рис.4 Модель участка трубы с коррозионной каверной	Рис.5. Эквивалентные напряжения на участке трубы с вмятиной

Расчет НДС трубопроводов проводится МКЭ, реализованном в программном комплексе ANSYS. При расчетах моделируется рост коррозионных и эрозионных дефектов с течением времени. Эрозия моделируется утонением стенки с течением времени с учетом многофазной гидродинамики течения продуктов и сопутствующих абразивных примесей по трубопроводу. Коррозия имитируется углублением каверны с течением времени по экспериментально-расчетным данным о процессах коррозии, полученным в ИФХ РАН.
Оценка состояния трубопровода с точки зрения прочности производится по следующим критериям: по запасам прочности (согласно нормативной документации); по несущей способности (согласно нормативной документации); по моделям упруго-пластического или хрупкого разрушения (с помощью программного комплекса LS-DYNA3D); по экспериментальным данным полученным на макро- и микрообразцах.
На рисунках представлены примеры расчетов эрозионного дефекта на трубной обвязке газоперекачивающего агрегата КС (рис. 2,3), реальной каверны (рис. 4) и вмятины (рис.5) на магистральных нефтепроводах (информация о геометрии дефектов любезно предоставлена Центром технической диагностики "Диаскан", г.Луховицы Московской области).
Моделирование аварийной ситуации. Если прочностной расчет показывает возможность разрушения при эксплуатации трубопровода, то проводится математическое моделирование различных сценариев гипотетических аварий. Авторы статьи разделяют мнение, изложенное в работе [6], о нереальности прогнозирования последствий конкретной аварии в момент её возникновения и при расследованиях аварий используют сценарный подход. При этом анализ риска аварии выполняется по результатам проведенных расчетов. Такой подход был изложен на Международном симпозиуме по технологической безопасности в июля 1997 года на примере аварии на КС "Арская" и получил одобрение участников симпозиума.
Воздействие поражающих факторов на людей и прилегающие объекты, исследуется с помощью математических моделей для каждого гипотетической аварийной ситуации. С этой целью, например, для газопроводов численно моделируется процесс истечения газа из разрушенного трубопровода (рис.6).

Рис.6. Истечение газа в атмосферу из полностью разрушившегося трубопровода	Рис.7. Истечение газа в атмосферу из разрушившегося трубопровода с учетом ветра

Моделирование истечения природного газа в атмосферу осуществляется с помощью компьютерных газодинамических программ, например, FLOTRAN. При этом учитывается состояние атмосферы (рис.7), рассматривается возможность токсического поражения людей и животных. Работы по моделированию истечения газа в грунт и воду сейчас активно ведутся в АОЗТ "НПО ВНИИЭФ-Волгогаз". При анализе разрушения трубопровода обязательно рассматривается возможность его соударения с окружающими объектами и их осколочного поражения.
Параметры транспортируемого газа по всей длине линейной части магистрального газопровода оцениваются с помощью газодинамического симулятора, описывающего неустановившееся, неизотермическое течение газа с учетом рельефа местности, по которому проложен трубопровод. При этом моделируются как безударные, так и ударные волновые процессы.
При анализе риска аварии численно моделируются процессы воспламенения и детонации метано-воздушной смеси. Оценивается возможность образования огненного шара или факела и его воздействия на человека (рис.8).

Рис. 8. Зоны поражения тепловым излучением
от диффузионного факела

Если создаются условия для перехода горения в детонацию, то при численном анализе рассматриваются последствия воздействия ударной волны на людей и прилегающие объекты.
При построении алгоритма анализа риска аварии на трубопроводе авторы использовали положительный опыт проведения подобных работ, проводимых ранее во ВНИИГАЗ и ИМАШ РАН [7].
Ранжирование участков трубопроводов. По результатам прочностных расчетов и математического моделирования различных сценариев аварий делается оценка состояния трубопровода, анализируется риск и дается заключение о безопасности его эксплуатации. Затем принимается решение о ранжировании участков трубопроводов с точки зрения замены и ремонта. Следует отметить, что при окончательном ранжировании ремонтопригодных участков трубопровода учитывается сочетание всех значимых факторов:
· последствия аварийных ситуаций с точки зрения воздействия на обслуживающий персонал и население, прилегающих населенных пунктов;
· стоимость материального ущерба, который в случае аварии будет причинен окружающей среде;
· стоимость материального ущерба от аварии для зданий и коммуникаций прилегающих населенных пунктов;
· стоимость материального ущерба в случае аварии для промышленного объекта;
· стоимость ремонта и наличие соответствующего оборудования;
· величина расчетного предаварийного срока службы каждого участка и т.д.
Поэтому данная задача, как правило, решается методами математической оптимизации.
Аналогичный подход применяется к оценке состояния трубной обвязки на КС. При этом дополнительно имитируются помпажные явления на нагнетателях газоперекачивающих агрегатов. Это осуществляется с использованием газодинамических симуляторов течения газа в трубопроводе с привлечением методов качественной теории дифференциальных уравнений.

Литература

1. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. РД 51-4.2.-003-97. - М.:ВНИИГАЗ, 1997, с.125.
2. Гриценко А.И., Харионовский В.В., Курганова И.Н. и др. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. -М.: ВНИИГАЗ, 1996, с.20.
3. Харионовский В.В. Проблемы ресурса газопроводных конструкций. // Газовая промышленность. 1994, №9.
4. Черняев К.В. Роль и задачи диагностики в обеспечении безопасной эксплуатации нефтепроводов России. - Сборник трудов конференции "Энергодиагностика", Москва, сентябрь 1995, том №2, с.3-11.
5. Ремизов В.В. Газпром и конверсия. // Газовая промышленность. 1997, №9.
6. Максимов В. Экология природно-техногенных систем газовой промышленности. // Газовая промышленность. 1994, №7.
7. Ковех В.М., Нефедов С.В., Силкин В.М. Общий алгоритм расчета трубопроводов с локальными дефектами. // Проблемы ресурса газопроводных конструкций. - М.:ВНИИГАЗ, 1995, с.120-127.