Диагностирование состояния трубопроводных обвязок компрессорных станций

ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ ОБВЯЗОК КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

12 3

Рамазанов Р.М. , Рамазанов М.И. , Губайдуллин К.Ж.

1Рамазанов Руслан Махмутович - кандидат технических наук, начальник сектора,

Федеральное государственное унитарное предприятие Центральный научно-исследовательский институт конструкционных материалов «Прометей» им. И.В. Горынина Национальный исследовательский центр Курчатовский институт, г. Санкт-Петербург; 2Рамазанов Махмут Ильсурович - кандидат технических наук, заместитель главного инженера, Инженерно-технический центр АО «Интергаз Центральная Азия»; 3Губайдуллин Кумискали Жубанышович - старший преподаватель, Западно-Казахстанский инженерно-технологический университет, г. Уральск, Республика Казахстан

Аннотация: анализ факторов, вызывающих появление напряжений в металле. Обоснована необходимость проведения паспортизации трубопроводных обвязок и приведены выводы, сделанные в результате анализа результатов вибромониторинга ТПО.

Ключевые слова: технологические трубопроводы, техническое состояние, вибромониторинг, паспортизация.

Проблема поддержания безопасной эксплуатации и надежной работоспособности существующих трубопроводов является одной из наиболее актуальных в газовой промышленности. При этом обеспечение безаварийной эксплуатации технологических трубопроводных обвязок (ТПО) оборудования компрессорных станций (КС) является первоочередной задачей, так как они находятся в особенно жестких условиях эксплуатации и аварии могут сопровождаться значительным экономическим и экологическим ущербом.

Обеспечение безаварийной эксплуатации ТПО является комплексной проблемой и должно быть обеспечено на всех этапах: проектирования, строительства и эксплуатации.

На этапе эксплуатации необходимым условием надежного функционирования ТПО является мониторинг технического состояния. ТПО - это сложная механическая система, в состав которой, помимо трубопроводов, входят запорная арматура, опорные конструкции и т.д. При этом значительные габариты, большое внутреннее давление газа, высокая скорость потока приводят к тому, что эта механическая конструкция работает в очень жестких условиях.

Каждая ТПО является уникальным объектом в том смысле, что она привязывается к конкретному рельефу местности, геологическим свойствам грунта и т.д. При этом даже для однотипных машин, расположенных на соседних КС, ТПО могут очень сильно отличаться. Таким образом, ввести какие-либо единые нормы, как для ГПА, даже для однотипных ТПО нельзя. Проектировщики не дают перечня контролируемых параметров ТПО и нормы на них. Существующие отраслевые нормы на вибрации (единые для всех ТПО) практически не несут никакой информации о техническом состоянии ТПО и для многих ТПО являются сильно завышенными [1]. Таким образом, основные проблемы при мониторинге ТПО это: -выбор контролируемых параметров; -определение контролируемых точек; -нормы;

-периодичность контроля.

С учетом этого проблема безопасной эксплуатации ТПО сводится к решению следующих задач:

-определение реального технического состояния ТПО после окончания монтажных работ (или после эксплуатации);

-разработка регламента проведения мониторинга (перечень контролируемых параметров, нормы и периодичность контроля);

-проведение мониторинга и передача данных в сводную базу данных; -анализ сводной базы данных с целью прогноза ресурса и прогнозирование аварийных ситуаций.

Вышеперечисленные задачи решаются в рамках паспортизации ТПО. Работы по паспортизации трубопроводов обвязки нагнетателей начали проводить на объектах «Газпрома» с 1992 года [2].

Процедура паспортизации ТПО ГПА включает:

-подбор, анализ, проверку и приведении к единой форме технической документации (включая фактические чертежи ТПО, исполнительную документацию, сертификаты и паспорты на элементы ТПО);

-оценку технического состояния ТПО и работоспособности опор; -толщинометрию стенок;

-геодезическую съемку пространственного положения трубопроводов; -виброметрию трубопровода и опор; -визуальный осмотр.

При оценке НДС необходимо максимально полно учитывать все факторы, являющиеся причиной тех или иных видов напряжений в металле. На рисунке 1 приведена структура основных факторов и вызываемых ими типов напряжений, действующих в ТПО.

Оценка напряжений, возникающих в трубопроводе под действием каждого из перечисленных факторов, проводится на основе измерения одного из параметров, непосредственно характеризующего этот фактор, и с помощью соответствующих расчетов.

Наиболее опасным случаем является совпадение мест локализации максимумов нескольких видов напряжений. В этом случае, даже если каждый из максимумов имеет относительно небольшую величину, запас прочности в опасном сечении может оказаться недостаточным. Величина напряжений изменяется не только вдоль трубопровода, но и во времени, так как мы имеем дело с циклическими и повторно-статическими напряжениями.

При оценке технического состояния ТПО на участках около обнаруженных опасных сечений необходимо проводить дефектоскопию методами неразрушающего контроля и давать рекомендации по устранению причин повышенных напряжений.

Рис. 1.Типы, виды и причины возникновения напряжений в ТПО под действием различных

факторов

В АО «Интергаз Центральная Азия» специалистами по вибродиагностике проводятся работы по вибромониторингу ТПО нагнетателей газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с 2006 года. Результаты виброизмерений оформляются в виде таблицы и прикладываются к акту. В качестве примера приведена таблица 1 с данными замера ТПО для одного ГПА.

По результатам анализа результатов дается вывод о вибросостоянии трубы и состоянии опоры.

Измерения проводятся в соответствии с рекомендациями, изложенными в инструкции [1]. В [1] приведена схема расположения точек измерения вибрации обвязки трубопроводов, точки разбиты на две группы: контрольные точки и диагностические точки (Рис.2). Накоплен значительный опыт проведения данного вида работ, но необходимо от вибромониторинга переходить на паспортизацию.

Основные выводы, которые были сделаны по результатам мониторинга ТПО ГПА.

1. Наиболее существенными факторами, влияющими на безопасность, являются обнаруженные подвижки и разрушение опор.

Таблица 1. Уровни вибрации на трубопроводах и опорах обвязки нагнетателя ГПА № 1

Направление измерения Вертикальное, мм/с Горизонтальное, мм/с Выводы

Точки изм. Трубопровод Опора Трубопровод Опора

1 2.902 1.133

2 3.073 1.06

3 0.586 -

4 1.045 0.398

5 1.036 0.179

6 0.543 - 0.718 -

7 1.562 0.326

8 1.087 -

9 4.509 -

10 5.0 0.166 не работает

11 2.734 - 2.302 -

12 4.037 0.299 не работает

13 3.678 -

При разрушении опор на отдельных участках трубопроводов могут возникнуть пластические деформации, что может быть определено на ТПО по данным геодезической сьемки и подтверждаться результатами твердометрии. Особенно опасно то, что эти деформации имеют циклический характер.

Рис. 2. Схема расположения точек измерения вибрации на ТПО нагнетателей ГТ-750-6,

ГТ-6-750, ГТК-10-2, ГТК-10-4: точки 1, 3, 5, 10, 11, 16, 21, 23 - для контрольного замера

2. Отрицательным моментом также является появление "неработающих" опор. Причем их число может достигать до 40% от общего числа. При этом должны возникать значительные напряжения от весовых нагрузок и интенсивные низкочастотные балочные формы колебаний.

3. В настоящее время обслуживающий персонал КС практически не имеет никаких инструментов для борьбы с просадками и разрушениями опор. Имеющиеся на некоторых КС регулируемые опоры имеют очень маленький диапазон регулировок и были эффективны только на начальном этапе эксплуатации. В настоящее время они не в состоянии скомпенсировать просадки. Поэтому практически единственная мера -это подрезка или наращивание опор, наваривание дополнительных вставок. На рис. 3 приведена фотография опоры, на ростверк которого была установлена дополнительная вставка. Эффективность таких вставок вызывает сомнение. Так как никакой методики по этому вопросу нет, то на местах в большинстве случаев инженер решает его, основываясь на собственном опыте и интуиции.

Рис. 3. Состояние опор ТПО

Работы по компенсации просадок опор проводятся с большим опозданием и не оказывают влияния на напряженно-деформированное состояние (НДС), а только фиксируют новую форму упругой линии трубы, а в отдельных случаях могут привести к дополнительному циклу деформаций.

Например: одна опора трубопровода начала разрушаться или проседать, нагрузка при этом начнет перераспределяться по соседним опорам. Персоналу КС это обычно не видно. Труба также прогибается и зазор между опорой и трубой практически незаметен. Работает опора или нет можно определить только методами вибродиагностики. Соседние опоры при этом перегружаются и справиться с гашением вибрации не могут. За счет упругости трубы следующие за перегруженными опоры начинают разгружаться, дополнительно нагружая уже перегруженные опоры. Между этими опорами и трубой образуются зазоры и, если персонал обнаружит их, то устранит путем подкладывания подручных средств. А между тем перегруженные опоры разрушаются и участок трубы проседает, а в местах установки подкладок возникают очень большие напряжения, что чревато превышением предела текучести. Эти процессы имеют место практически на всех компрессорных станциях. Без специального оборудования это обнаружить и устранить невозможно (Рис. 4).

}

и и 1 2 и и 3 4 и 5 и и 6 7

у <

и и 1 2 и П 3 4 и 5 и и 6 7

} {

и и 1 2 ~~г г П ' 3 4 и 5 и и 6 7

1 2 "ТТ" о " 3 4 5 и и 6 7

г^гГ^-^гтг^ТГтР

1 2 3 4 5 6 7

Рис. 4. Схема разрушения опор и изменения конфигурации трубопровода: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 - номера опор; а) исходное состояние; б) разрушение или просадка опоры № 4; в) провисание трубы; г) упругий прогиб и потеря контакта трубы с опорами № 2 и 6; д) фиксирование состояния трубы с помощью подкладок на опоры № 2 и 6

Трубопровод должен обследоваться геодезическими инструментами, приборами определяться напряжения на опасных участках и выдаваться рекомендации по выравниванию трубопровода. Ремонт опор необходимо производить специальными бригадами с учетом этих рекомендаций.

4. На ряде КС отсутствует исполнительная документация (журнал по сварке, исполнительная схема забивки свай, журнал забивки свай, исполнительная схема геодезической съемки, сертификаты и паспорта на элементы обвязки).

5. Паспортизация ТПО обеспечит возможность эффективно определять техническое состояние ТПО и позволит дать заключение о возможности дальнейшем эксплуатации или рекомендации по устранению дефектов.

Проводить паспортизацию регулярно (раз в год) нецелесообразно из-за большого объема работ, поэтому предлагается проводить паспортизацию КС один раз в три года и ежегодно проводить мониторинг ТПО КС. При этом информация, накопленная в единой базе данных, позволит прогнозировать ресурс и предаварийные ситуации через 2-3 года после начала сбора данных, и с увеличением объема данных точность прогноза будет увеличиваться.

Поэтому усилия, затраченные на максимально подробные измерения в процессе паспортизации, позволят существенно снизить объем измерений при дальнейшем мониторинге и значительно повысить точность оценок при прогнозе ресурса.

Следует отметить, что паспортизация требует достаточно высокой квалификации специалистов. Поэтому очевидно, что паспортизацию, мониторинг и анализ сводной базы данных целесообразно проводить специально подготовленными специалистами. Заканчиваются работы по разработке инструкции по паспортизации ТПО ГПА. Большая часть необходимого оборудования для проведения работ имеется. Для развития работ по прогнозу ресурса необходимо обучение специалистов.

С учетом вышесказанного необходимо уже сейчас начать разработку мероприятий, позволяющих решить эту проблему.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1. Паспортизация позволит разрозненные виды работ, проводимые ныне, свести воедино, упорядочить документацию и повысить ответственность за окончательные результаты работы.

2. Проведение работ по паспортизация ТПО обеспечит возможность эффективно определять техническое состояние ТПО, а также позволит дать заключение о возможности дальнейшем эксплуатации или рекомендации по устранению дефектов.

3. Проведение работ по результатам паспортизации, устранение обнаруженных дефектов обеспечит безаварийную эксплуатацию КС.

4. Целесообразно проводить паспортизацию ТПО не только для ГПА, но и для другого оборудования КС, в частности АВО газа и пылеуловителей, где отмечаются аналогичные проблемы [3].

Список литературы

1. Нормы вибрации трубопроводов технологического газа компрессорных станций с центробежными нагнетателями. М.:МИНГАЗПРОМ, 1985.

2. Результаты паспортизации трубопроводных обвязок КС, выполненной в 1993 -1995 гг. Прогноз ресурса трубопроводов на основе базы данных по паспортизации. Власов С.Л., Зарицкий С.Л„ Камардинкин ВЛ. И др. Тр. Первой Международной конференции «Энергодиагностика». М., 1995.

3. Якубович В.А. Вибрационная диагностика трубопроводов компрессорных станций. М.: Недра, 2004.