СПОСОБ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ, И СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ
METHOD FOR INTEGRATED ASSESSMENT OF INDICATORS DETERMINING THE TECHNICAL CONDITION OF PIPELINE SYSTEMS, AND A MONITORING SYSTEM FOR ITS IMPLEMENTATION

Группа изобретений относится к системам трубопроводов, а именно к средствам технической диагностики объектов трубопроводного транспорта нефти и газа и может быть использована для комплексного непрерывного мониторинга технического состояния объектов топливно-энергетического комплекса, например, цехов компрессорных, нефтеперекачивающих и газораспределительных станций, крановых узлов, участков линейной части магистральных трубопроводов и технологических трубопроводов объектов добычи углеводородов.
Уровень техники
Объекты трубопроводного транспорта углеводородного сырья характеризуются повышенным уровнем опасности для персонала, окружающей среды и населения в случае возникновения на них аварий и инцидентов. Предотвращение негативных последствий, обеспечение безопасной и эффективной работы данных объектов на протяжении всего их жизненного цикла возможно только при наличии актуальных и достоверных данных о техническом состоянии оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений, накапливаемых непрерывно в течение всего срока их эксплуатации, что обеспечивается применением специальных средств и методов технического диагностирования.
Известна методика оценки технического состояния трубопроводов компрессорных станций, описанная в СТО Газпром 2-2.3-328-2009 [1. СТО Газпром 2-2.3-328-2009 Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций. - Введ. 2010-01-14. - М.: Газпром экспо, 2010.-54 с].
Методика заключается в реализации следующих шагов: сбор и анализ документации, поэлементная оценка параметров технического состояния элементов трубопровода методами неразрушающего контроля (визуальный и измерительный контроль, ультразвуковой контроль, феррозондовый контроль, акустико-эмиссионный контроль и др.), определение статических и динамических нагрузок, анализ дефектов и оценка технического состояния и расчет срока безопасной эксплуатации конструктивных элементов трубопроводов на основе результатов неразрушающего контроля и расчетов на прочность.
Основные недостатки данной методики обусловлены сложностью ее реализации: при каждой оценке технического состояния необходимо подготовить объект к выполнению неразрушающего контроля, выполнить неразрушающий контроль множеством различных методов, как правило, только в ручном режиме, выполнить расчеты на прочность. Кроме того, при оценке технического состояния объектов по данной методике техническое состояние объекта изменяется, что может привести к досрочному исчерпанию его ресурса (например, для контроля ультразвуковым методом необходимо очистить трубопровод от защитного антикоррозионного покрытия, после чего восстановить ее в полевых условиях, при этом срок эксплуатации восстановленной в полевых условиях изоляции меньше заводской). Также широко применяются системы мониторинга напряженно-деформированного состояния объектов, измерительными элементами в которых служат датчики деформации: механические, тензорезистивные, струнные, волоконно-оптические и др. [2. Карпов СВ. Датчик для контроля уровня деформаций в конструкции. Патент РФ №2071030 от 28.06.1993 (МПК G01B 7/16), 3. Б.Н. Антипов, A.M. Ангалев, В.Л. Венгринович Оборудование для контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов и металлоконструкций // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.-2008.- №3. - С.66-69].
Показания датчиков деформации используются для оценки напряженно-деформированного состояния объекта контроля в области их монтажа по известным формулам теории упругости [4. Уйк Г.К. Тензометрия аппаратов высокого давления. Ленинград:Машиностроение. - 1974.- 192 с]. Основным недостатком таких систем является то, что при их применении оценка напряженно-деформированного состояния осуществляется только в локальной области, где установлены датчики. Для обеспечения целостности объекта контроля при использовании данных систем необходимо до монтажа системы определить зоны, где сочетание нагрузок и воздействий обусловит возникновение зоны с максимальным уровнем напряженного состояния и установить в эту зону датчики. Такой подход не позволяет учесть возможное изменение условий эксплуатации объекта, кроме того, при неверном определении расположения зон с максимальным уровнем напряженного состояния применение таких систем не даст требуемого технического результата. Наиболее близким аналогом группы изобретений является способ мониторинга и оценки технического состояния магистрального трубопровода [5. Пужайло А.Ф., Савченков С.В., Реунов А.В и др. Патент РФ №2451874 от 29.03.2011 (МПК F17D 5/00)], включающий измерение физических параметров, влияющих на техническое состояние магистрального трубопровода, набором датчиков, расположенных внутри и с внешней стороны трубопровода по его длине, и обработку измеренных физических величин, отличающийся тем, что предварительно для каждого i-ro участка трубопровода создают расчетную математическую модель с эталонными параметрами, по измеренным физическим параметрам и расчетной математической модели для каждого i-ro участка создают адаптированную к текущему состоянию расчетную модель, по измеренным физическим параметрам и адаптированной расчетной модели для каждого конечного элемента модели вычисляют обобщенный косвенный показатель текущего состояния трубопровода, например, запас прочности или производные запаса прочности в материале трубопровода, полученный массив обобщенных косвенных показателей оценивают по зонам допуска «допустимо», «требует принятия мер», «недопустимо», по которым принимают решение о необходимости воздействия на трубопровод.
Основными недостатками способа-прототипа является возможность его применения только для оценки состояния исключительно трубопровода, при этом оценка технического состояния других составных элементов трубопроводных систем (например, зданий и сооружений компрессорной (нефетеперекачивающей) станции, сосудов работающих под давлением систем очистки и подготовки транспортируемого продукта и т.п.) данным способом невозможна. Кроме того, для оценки технического состояния трубопровода в способе-прототипе используется одномерный массив косвенных показателей текущего состояния (запас прочности), где i-м элементом массива является один показатель, характеризующий техническое состояние i-го участка трубопровода.
Применение такого подхода к оценке состояния трубопровода во многом зависит от точности применяемой математической модели получения косвенного показателя текущего состояния каждого конкретного участка трубопровода, при этом способ-прототип не предусматривает проверку адекватности (точности) адаптированных моделей и ее сопоставление с результатами измерений других систем (либо соседних участков).
Ключевым отличием предлагаемой группы изобретений от указанного способа является измерение и расчет физических параметров, характеризующих фактическое техническое состояние объекта мониторинга - участка магистрального трубопровода, трубопроводных обвязок, входящих в газотранспортную систему, фундаментов трубопроводов и оборудования, несущих конструкций зданий и сооружений - в точках установки датчиков с помощью независимых измерительных подсистем, представляющих собой замкнутый независимый набор датчиков и каналов связи, и определение этих же и производных от них физических параметров для всего объекта с помощью многопараметрической математической модели, вынесенной в отдельную независимую подсистему, описывающей объект и составляющие его компоненты. Для оценки фактического технического состояния объекта в режиме реального времени и прогнозирования его изменения в процессе дальнейшей эксплуатации в качестве исходных параметров для определения параметров в математической модели объекта используются результаты прямых измерений датчиками, входящими в состав измерительных подсистем, при этом корректность измерений различных подсистем проверяется путем сопоставления результатов моделирования с использованием показаний проверяемой измерительной системы и без этих показаний, а также путем сопоставления результатов моделирования технического состояния смежных элементов объекта мониторинга.
При этом результаты моделирования оцениваются для каждого выделенного компонента объекта следующим образом: при получении n параметров технического состояния для компонента его состояние оценивается путем определения положения точки М с координатами - полученными конкретными значениями параметров в n-мерном пространстве параметров технического состояния, разделенном на три подпространства - «Норма», «Предупреждение», «Опасность». При нахождении точки М, характеризующей состояние компонента в одном из этих подпространств, его состояние определяется по соответствующей шкале: «Норма», «Предупреждение», «Опасность», при этом отдельно осуществляется оценка состояния объекта в целом с применением аналогичного подхода.
Задача, решаемая, заявленным техническим решением, состоит в автоматическом контроле и оценке технического состояния, прогнозировании остаточного ресурса объектов трубопроводного транспорта топливно-энергетического комплекса, например, цехов компрессорных, нефтеперекачивающих и газораспределительных станций (включая технологические и межцеховые трубопроводы), крановых узлов, участков линейной части магистральных трубопроводов и технологических трубопроводов объектов добычи углеводородов.
Поставленная задача решается тем, что способ комплексной оценки показателей, определяющих техническое состояние трубопроводных систем включает:
- измерение физических параметров, характеризующих фактическое техническое состояние объекта мониторинга (например, линейные перемещения контрольных точек конструкций, деформации поверхности конструкций, углы наклона элементов конструкций, температура элементов конструкций, виброускорения, виброскорости и виброперемещения контрольных точек конструкций, физико-химические характеристики материалов конструкций и т.п.) независимыми измерительными подсистемами (модулями), представляющими собой средства измерения и каналы связи, позволяющие передавать полученные значения для их последующего анализа;
- определение этих же и производных от них физических параметров для всего объекта с помощью многопараметрической математической модели, описывающей объект и составляющие его компоненты. Для оценки фактического технического состояния объекта в режиме реального времени и прогнозирования его изменения в процессе дальнейшей эксплуатации в качестве исходных параметров для определения параметров в математической модели объекта используются результаты прямых измерений датчиками, входящими в состав измерительных подсистем (модулей). Математическая модель объекта реализуется путем решения численными методами (например, методом конечных элементов и др., [6. Самарский А.А. Введение в численные методы. - М.: Лань, 2009. - 288 с.]) системы уравнений, описывающих связь конструктивно-технологического исполнения объекта и параметров, определяемых измерительными подсистемами, с параметрами, характеризующими состояние объекта и его составных частей, как в местах измерений, так и вне их;
- проверка корректности измерений различных подсистем путем сопоставления результатов моделирования объекта и его компонентов с использованием показаний проверяемой измерительной системы и без этих показаний, а также путем сопоставления результатов моделирования технического состояния смежных элементов объекта мониторинга;
- оценка технического состояния каждого выделенного компонента объекта следующим образом: при получении n параметров технического состояния компонента его состояние оценивается путем определения положения точки М, имеющей координаты - значения параметров его технического состояния в n-мерном пространстве возможных значений параметров технического состояния, разделенном на три подпространства - «Норма», «Предупреждение», «Опасность». При нахождении точки М, характеризующей состояние компонента, в одном из этих подпространств, его состояние определяется по соответствующей шкале: «Норма», «Предупреждение», «Опасность»
- оценка состояния объекта в целом с применением подхода, аналогичного подходу к оценке состояния его выделенных компонентов;
- передача на рабочее место оператора результатов анализа технического состояния и оценки состояния объекта мониторинга и его выделенных компонентов в виде графической и текстовой информации.
Пример реализации способа
Заявленный способ может быть реализован путем установки на объект системы мониторинга, его реализующей.
Предлагаемая система мониторинга обеспечивает анализ технического состояния совокупности: участка магистрального трубопровода, трубопроводных обвязок, входящих в газотранспортную систему, фундаментов трубопроводов и оборудования, несущих конструкций зданий и сооружений - в точках установки датчиков с помощью независимых измерительных подсистем, представляющих собой замкнутый независимый набор датчиков и каналов связи, и определение этих же и производных от них физических параметров для всего объекта с помощью многопараметрической математической модели, вынесенной в отдельную независимую подсистему, описывающей объект и составляющие его компоненты. Система мониторинга, отличающаяся тем, что в зависимости от конструктивно-технологического исполнения объекта контроля, подбирается наиболее оптимальный набор датчиков для каждой измерительной подсистемы, например, контроль точек перемещений с помощью GNSS оборудования, геодезических измерительных приборов и их измерительных устройств, прогибомеров и т.п.
При этом система обеспечивает, в зависимости от конструктивно-технологического исполнения объекта контроля, измерение с помощью измерительных подсистем различных физических параметров, таких как деформации, перемещения, температура, угол отклонения от вертикали, вибрационные параметры. При этом система мониторинга представляет собой совокупность измерительных и расчетно-аналитических подсистем, реализующих способ комплексной оценки показателей, определяющих техническое состояние объекта мониторинга, а также позволяющей хранить результаты измерения и анализа в базе данных и передавать их на автоматизированное рабочее место оператора. Реализация способа поясняется чертежом.
На фиг.1 представлена структурная схема системы мониторинга. Система мониторинга включает в себя автоматизированное рабочее место оператора 1, расчетные подсистемы 2, подсистему анализа измерений 3, базу данных 4, составляющие верхний уровень системы мониторинга 5, а также измерительные подсистемы 6-12.
К измерительным подсистемам относятся:
1) Подсистема измерения координат на базе технологии лазерной дальнометрии 6, данная подсистема используется для измерения изменения пространственного положения точек мониторинга, на которые установлены отражающие элементы, при этом подсистема может осуществлять геодезический мониторинг перемещений контролируемых точек надземных объектов, находящихся в прямой видимости (трубопроводных обвязок, оборудования, фундаментов, внешних несущих конструкций зданий и сооружений). Подсистема определяет прямоугольные координаты (X;Y;H) отражающих элементов, установленных на контролируемые точки объекта мониторинга, измерения производятся в автоматизированном режиме с помощью технологии автоматического нацеливания на отражающие элементы
В состав подсистемы входят:
- роботизированный тахеометр;
- коммуникационный шкаф с периферийным оборудованием;
- отражающие элементы с креплениями;
- дополнительные измерительные датчики условий среды;
- специализированное программное обеспечение для обеспечения работы подсистемы.
2) Подсистема измерения координат на базе глобальной навигационной спутниковой системы 7, предназначенная для определения пространственного положения точек мониторинга и привязка подсистемы измерения координат на базе технологии лазерной дальнометрии к глобальной системе координат. Подсистема может осуществлять геодезический мониторинг перемещений контролируемых точек надземных объектов, находящихся под открытым небосводом (трубопроводных обвязок, оборудования, внешних несущих конструкций зданий и сооружений). Подсистема определяет координаты измерительных антенн, устанавливаемых на контролируемые точки объекта мониторинга, измерительная антенна крепится независимо с подключением к приемнику спутникового сигнала кабельным соединением, измерения производятся в статическом или кинематическом режиме;
В состав подсистемы входят:
- контрольно-корректирующая станция (базовая станция), включающая измерительный приемник и независимую принимающую антенну;
- достаточное количество ГНСС-приемников со встроенной измерительной антенной (моноблок) и/или принимающих антенн с кабельным подключением к приемникам спутникового сигнала;
- антенный сплиттер;
- шкаф для размещения оборудования;
- специализированное программное обеспечение для обеспечения работы подсистемы.
3) Подсистема измерения углов наклона 8, предназначенная для контроля углов наклона трубопроводов, сооружений и конструкций, а также для контроля параметров напряженно-деформированного состояния и перемещений объекта. Подсистема преимущественно применяется для мониторинга опор и несущих строительных конструкций зданий и оборудования, также возможно внедрение системы и на отдельные элементы технологических трубопроводов и сооружений, например, фильтры-пылеуловители, входящих в состав компрессорных цехов. Подсистема измеряет углы наклона инклинометров, установленных на контролируемые точки объекта мониторинга;
В состав подсистемы входят:
- сеть датчиков угла наклона (инклинометров);
- анализатор волоконно-оптических сигналов;
- сервер или специализированный контроллер.
4) Подсистема измерения локальных деформаций 9, предназначенная для контроля деформаций и опосредованно для оценки напряженно-деформированного состояния и накопленной поврежденности материала. Подсистема может использоваться для мониторинга напряженно-деформированного состояния как наземных, так и подземных трубопроводов, несущих и опорных конструкций укрытий и оборудования. Подсистема измеряет деформации в контролируемых сечениях и точках установки датчиков,
5) Состав подсистемы:
6) - сеть тензорезисторов, либо волоконно-оптических датчиков деформации;
- усилитель разбаланса тезномостов, либо анализатор волоконно-оптических сигналов;
- сервер или специализированный контроллер.
7) Подсистема измерения температуры 10, предназначенная для контроля температуры и опосредованно оценки напряженно-деформированного состояния конструкций. Подсистема может осуществлять мониторинг технологических и магистральных трубопроводов и оборудования. Применение подсистемы наиболее целесообразно для объектов, оборудование и трубопроводы которых подвержены значительным периодическим перепадам температуры. Подсистема измеряет температуру в точках установки датчиков;
В состав подсистемы входят:
- сеть волоконно-оптических либо электрических датчиков температуры;
- анализатор волоконно-оптических сигналов либо преобразователь электрических сигналов;
- сервер или специализированный контроллер.
8) Подсистема измерения на базе интеллектуальных элементов трубопроводов (труб, катушек, тройников, отводов) 11, представляющих собой изделия со встроенными средствами измерения деформаций, температуры, параметров электрохимической защиты и т.п.) предназначенная для контроля деформаций и нагрузок в сечении трубопровода и соединительных деталей, и опосредованно для контроля напряженно-деформированного состояния и накопленной поврежденности материала. Подсистема предназначена для мониторинга подземных трубопроводов большого диаметра (линейной части магистральных трубопроводов, подключающих шлейфов, коллекторов подземных технологических трубопроводов). Преимущественно подсистема устанавливается на оползневых участках трубопроводов и в зонах, где возможна просадка грунтов природного или антропогенного характера. В состав подсистемы входят:
- интеллектуальные элементы трубопровода, представляющие собой конструкционные элементы трубопровода (трубу, катушку, отвод, тройник и т.п.) с установленными на них в заводских условиях датчиках деформации, температуры и др. параметров;
- устройство защиты и коммутации, осуществляющее подключение интеллектуального элемента к действующей системе телемеханики или специально организованной линии связи, а также его защиту от импульсных перенапряжений возникающих в результате грозовой деятельности.
- защитный шкаф (контрольный пункт) с вторичными преобразователями и периферийным оборудованием;
- сервер или специализированный контроллер.
В состав системы мониторинга также могут входить иные подсистемы измерений 12, определяемые в зависимости от конструктивно-технологического исполнения объекта контроля. К расчетно-аналитическим подсистемам относятся:
1) Подсистема анализа измерений 3 представляет собой установленный на центральном сервере программный комплекс, реализующий алгоритмы приема, анализа и хранения данных измерений. Данная подсистема взаимодействует со всеми прочими подсистемами: считывает данные с измерительных подсистем, производит их первичный анализ, сохраняет архив в базу данных, формирует и подает информационные сигналы на автоматизированное рабочее место, а также, взаимодействует с расчетными подсистемами. Как правило, выполняет сравнение результатов измерений и расчетов с пороговыми уровнями.
2) Расчетные подсистемы 2, реализующие многопараметрическую математическую модель объекта мониторинга по предложенному способу. Данные подсистемы представляют собой установленные на центральном сервере один или несколько программных комплексов, реализующих алгоритмы расчета параметров мониторинга, не подлежащих прямым измерениям, например, механические напряжения, остаточный ресурс. В качестве входных данных для расчетных подсистем используются непосредственно измеряемые физические параметры. В результате работы расчетной с помощью многопараметрической математической модели происходит комплексная оценка взаимного влияния параметров на контролируемый объект.
3) База данных 4, расположенная на дисковых массивах, объединенных RAID контроллером, управляемая с центрального сервера и предназначенная для хранения результатов измерений, расчетов и анализа данных.
4) Автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора 1, предназначенное для отображения информации по результатам измерений, расчетов и их анализу оператора может быть реализован как на консоли центрального сервера, так и на отдельном рабочем месте (компьютере). АРМ оператора реализует следующие функции:
- отображение отдельных мнемосхем объектов мониторинга;
- отображение результатов прямых измерений подсистемами;
- отображение результатов расчетной оценки технического состояния;
- отображение результатов анализа измерений и расчетов (детерменистическая оценка);
- отображение сигналов неисправности подсистем;
- отображение истории измерений и расчетов;
- регистрация событий, аварийных и предупредительных сигналов с присвоением метки времени;
- отображение ведомости и архива событий, аварийных и предупредительных сигналов;
- работа с архивными файлами.
ЛИТЕРАТУРА
1. СТО Газпром 2-2.3-328-2009 Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций. - Введ. 2010-01-14. - М.: Газпром экспо, 2010. - 54 с.
2. Карпов СВ. Датчик для контроля уровня деформаций в конструкции. Патент РФ №2071030 от 28.06.1993 (МПК G01B 7/16).
3. Антипов Б.Н., Ангалев A.M., Венгринович В.Л. Оборудование для контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов и металлоконструкций // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2008. - №3. - С.66-69.
4. Уйк Г.К. Тензометрия аппаратов высокого давления. Ленинград: Машиностроение. - 1974. - 192 с.
5. Пужайло А.Ф., Савченков СВ., Реунов А.В и др. Патент РФ №2451874 от 29.03.2011 (МПК F17D 5/00)
6. Самарский А.А. Введение в численные методы. - М.: Лань, 2009. - 288 с.