Различают следующие типы концентраторов напряжения

заводского происхождения — сварные швы, неметаллические включения, расслоение металла строительно-эксплуатационного происхождения — дефекты монтажных сварных швов, поверхностные дефекты, нанесенные при транспортировке, строительстве, эксплуатации, ремонте дефекты сварных швов — подрезы, наплывы, несплавления между наружными и внутренними швами вследствие их смещения, неравномерность параметров шва, поры, шлаковые включения поверхностные дефекты — вмятины, риски, царапины, гофры Важнейшей причиной аварий и разрушений линейной части магистрального трубопровода следует считать усталостные явления в металле, обусловленные цикличностью изменения внутреннего давления в трубопроводе. Концентраторами развития усталостной трещины могут быть :

металлургические дефекты в основном металле трубы,.

поры,.

шлаковые включение, непровары в продольных швах, возникающие в процессе производства труб,.

вмятины, задиры, риски, появившиеся при транспортировке, погрузочно-разгрузочных работах.

Эти дефекты могут быть причинами зарождения трещин в металле. Наиболее опасными являются комбинированные дефекты.

Литература

4осн [267−272].

Контрольные вопросы.

• 1. Как классифицируются отказы?
• 2. Как классифицируются аварии?
• 3. Что называется повреждением?
• 4. Процедура регистрации отказов.
• 5. Методы расследования отказов
• 6. Каковы причины повреждений?
• 7. Модель технического состояния трубопроводных систем

Контроль дефектов и утечек Методы контроля утечек при эксплуатации трубопроводов классифицируются по нескольким критериям.

Классификация по режиму работы трубопровода:

• · методы контроля, применяемые в статическом режиме работы трубопровода, на остановленных трубопроводах, находящихся подгидравлическим давлением;
• · динамические

Классификация методов контроля утечек по режиму контроля (периодичности):

• · методы непрерывного контроля утечек, действующие постоянно (к ним относятся стационарные системы для обнаружения значительных утечек);
• · методы периродического контроля утечек, осуществляющиеся через определенные промежутки времени.

Классификация методов контроля утечек по условиям их применения и конструктивному исполнению :

• · стационарные;
• · транспортируемые по трубопроводу с перекачиваемым продуктом;
• · патрульные

Классификация методов контроля утечек по физическим методам:

• · понижение давления перекачиваемого продукта при проявлении утечки;
• · скорость распространения волны понижения давления;
• · расход перекачиваемого продукта
• · изменения расхода;
• · количество перекачиваемого продукта;
• · введенный жидкий изотоп;
• · шумы утечки;
• · газ;
• · изменение состояния поверхности трассы; трубопровода;
• · скорость понижения давления;
• · скорость перепада давления.

Классификация методов контроля утечек по характеру взаимодействия с перекачиваемой средой:

• · активные;
• · пассивные;
• · прямой способ;
• · косвенный способ.

Акустические (ультразвуковые) методы контроля утечки. В общем случае акустические методы включают контроль энергетических характеристик колебаний, дающих представление об общем состоянии диагностируемого объекта и постепенном его «старении» и спектрально-акустический анализ, посредством которого определяют изменения амплитуд вибрации в широком диапазоне частот, уточняют место и характер возникшего нарушения. Акустические методы контрля делятся на:

активные методы, основанные на излучении акустических колебаний и волн;

пассивные методы, основанные только на приеме колебаний и волн.

Ультразвуковой контроль основан на законах распространение, преломления и отражения упругих волн частотой 0,5−24 МГц. При наличии дефектов в металле поле упругой волны изменяет свою структуру. Признаками наличия дефектов при УЗК являются:

превышение амплитуды отраженного сигнала над заданным уровнем фиксации.

ослабление амплитуты прошедшего сигнала ниже заданного уровня;

ослабление амплитуды сигнала, отраженного от противоположной грани или экрана.

Недостатком акустических систем обнаружения утечек, основанных на замере акустических колебаний на поверхности материала труб или контакта с продуктом в трубе, является необходимость дополнительных работ по обеспечению непосредственного контакта датчиков с поверхностью труб или установки гидрофонов на подводных трубопроводах. Акустические методы не используются на пластиковых трубопроводах большого диаметра.

Магнитные дефектоскопы позволяют при малых эксплуатационных расходах выявлять коррозионные повреждения стенок труб на больших расстояниях, однако они малочувствительны к трещинам. В режиме эксплуатации предпочтение отдается магнитным дефектоскопам, перемещаемым перекачиваемой средой. Наиболее известными производителями таких устройств являются Pipetronix, British Gas, Tuboscope, Vetco. Принцип дефектоскопии основан на определении намагниченности металла трубы постоянным полем магнитов или электромагнитов. Датчики аппаратов (щетки или коронки постоянных магнитов) проходят у стенки трубы между полюсами индукции магнитного поля. Аномалии в стенке вызывают изменение однородности магнитного потока, которые при перемещении устройства фиксируются датчиками. К аномалиям относятся утоньшения стенки, связанные с коррозией внутренней или внешней поверхности трубы, повреждения, твердые включения, изменения магнитной проницаемости.

Дефектоскопы British Gas, применяемые для обнаружения потерь металла имеют диаметр от 150 до 1200 мм. Обычно движутся со скоростью 0,5−4 м/с. Снаряды способны проходить изгибы малого радиуса до 1,5 D. При контрольном проходе 450 км технология British Gas представляет возможным осуществлять проверку до 1000 км в один пропуск по трубопроводу. Обнаружение потерь металла, вызванных коррозией или механическим повреждением, коррелируется локальным искажением конфигурации магнитного поля, что фиксируется электромагнитными датчиками. Внутренние и внешние поверхности проверяются независимо, при этом сканируются и ранжируются следующие типы повреждений:

питтинговая коррозия — определяется как разрушение на поверхности S>3д х 3д при h> 0,4д ;

общая коррозия — определяется как разрушение на поверхности S>3д х 3д при h>0,2д и выше;

круговая зазубринаопределяется как поверхностная резка, проходящая по оси трубы и имеющая h>0,2д и выше;

производственные, строительные или ремонтные дефектыопределяются как дефекты с S> 3д х 3д при h> 0,2д и выше.

Искажение результатов измерений вследствие отложений парафина, скоплений воды, присутствие окалины является фактором, ограничивающим распространение ультразвуковой дефектоскопии, к недостаткам которой следует также отнести сложность обработки и интерпретации результатов и высокую стоимость, в несколько раз превышающую стоимость средств магнитной дефектоскопии.

В особо ответственных случаях для обнаружения утечек применяют электроконтактные методы, основанные на использовании электропроводящих материалов в виде пленки или сетки, монтируемых в пористой оболочке по всей длине контролируемого участка трубопровода. При появлении в трубе утечки электрическая цепь вследствие контакта жидкости с проводником замыкается, что фиксируется приборами. Для контроля утечек диэлектрической жидкости внешняя поверхность трубопровода покрывается электроизоляционной лентой. Внутри ленты монтируются электропроводники. При появлении в стенке свища электроизоляционная лента разрушается.

В связи с развитием трубопроводного транспорта появилась необходимость в организации специального надежного дистанционного контроля основных элементов линейной части трубопроводов, арматуры, насосных агрегатов. Изучению свойств и состояния металла на недоступных участках линейной части предназначены волоконо-оптические элементы, волоконно-оптические каналы видеосвязи, представляющие собой интегральные оптические системы, состоящие из волокнистых жгутов, объективов, окуляров, дисков, кинескопов с волоконным фронтальным стеклом. С их помощью можно осуществлять дистанционный контроль металла трубопровода как при ремонте, так и в эксплуатационный период, что обеспечивает объективную диагностику.

Система LASP (Leck-Anzeige-Sistem fur Pipelines) позволяет определить местоположение и характер так называемых медленных утечек. Принцип работы системы основан на использовании шланга из искусственного материала, заполненного воздухом и прокладываемого вдоль определенного участка эксплуатируемого трубопровода. Шланг изготавливается из материала, обладающего высокой проницаемостью по отношению к жидким и газообразным веществам, которые попадая на поверхность шланга легко диффундируют во внутреннюю полость, образуя с воздухом, находящимся под атмосферным давлением, определенный уровень концентрации. Контролируемые вещества, перемещаясь вместе с воздухом, попадают на детектор, при этом самописец регистрирует графическим путем уровень концентрации. Показания приборов и уровень концентрации находятся в пропорциональной зависимости. Зная скорость перемещения воздуха и длину шланга, определяют местоположение повреждения. Полученные данные передаются на центральный диспетчерский пульт. Система надежна в работе, обеспечивает высокую корректность измерений, проста в монтаже и обслуживании. Особенно эффективна для контроля участков дюкерных переходов.

Радиационные методы используют различные виды ионизирующих излучений: гамма-излучение, тормозное с непрерывным энергетическим спектром, рентгеновское, нейтронное. Для неразрушающего контроля металла труб применяют тормозное рентгеновское и г-излучение, испускаемое ядрами радиоактивных изотопов. Источник радиационного контроля выбирается с зависимости от конкретных условий. Радиографический метод контроля позволяет получать на снимке изображение просвечиваемого объекта. Рентгеновский метод применим для контроля качества сварных швов труб, д<10 мм. С помощью г-метода контролируют качество основного металла сварных швов больших толщин, а также в трудно доступных узлах. Практика использования источников жесткого г-излучения выявила ряд положительных и отрицательных аспектов. К положительным качествам следует отнести низкую стоимость метода, отсутствие источников электроэнергии. К недостаткам относятся: необходимость соблюдения жестких требований к условиям хранения и использования г-источников, невозможность регулирования жесткости и интенсивности излучения.

Контроль динамических параметров трубопровода. В результате внезапного возникновения утечки в трубопроводе появляется кратковременное изменение динамических параметров потока, распространяющееся от места дефекта в обе стороны. Через определенное время волны возмущения постепенно затухают и устанавливается новый стационарный режим течения. В зависимости от размера повреждения возмущения обнаруживаются на расстоянии более 160 км на газопроводах и более 200 км на нефтепроводах. Методы, основанные на измерении и анализе параметров возмущения потока, позволяют синтезировать достаточно эффективную систему обнаружения малых утечек.

Методы статистического контроля реализуются на остановленных трубопроводах и при проведении ремонтно-профилактических работ. При статическом контроле обнаружение утечки осуществляется методом падения давления и методом дифференциального давления. При использовании метода падения давления перекрываются задвижки и на участке создается некоторое давление. В течении 15 мин наблюдают за изменением давления в трубопроводе. Снижение давления свидетельствует о наличии утечки. Метод известен как метод гидравлических испытаний или опрессовки. Он считается достаточно точным и позволяет фиксировать утечку в пределах 0,61 м3/ч. Метод дифференциального давления предполагает создание давления во всем трубопроводе, после чего перекрывают задвижки и сравнивают давление до и после каждой задвижки. Разница в давлениях указывает на утечку. Метод позволяет сканировать утечки до 0,01 м3/ч.

К недостаткам рассмотренных методик относится невозможность фиксации места утечки. Место утечки определяется аналитически по формуле:

где: l-протяженность аварийного перегона между смежными станциями;

Q0; H0-расход и напор в трубопроводе до возникновения утечки;

Q'; Q''-расходы до и после места утечки;

a-коэффициент аппроксимации характеристики насосной станции;

m-коэффициент режима течения продукта в трубопроводе;

дz-разность отметок конца и начала перегона.

Место утечки можно определить исходя из измерений напора на станции в начале и расходе в конце перегона по формуле:

где: H — напор на станции после возникновения утечки.

Местоположение утечки определяется построением линии гидравлического уклона с учетом отметок местности. Наличие излома на линии гидравлического уклона свидетельствует о существовании утечки. Расчет основан на составлении баланса удельных энергий:

откуда.

где: р1, р2 — давления в начале и конце участка;

с — плотность продукта;

i 1, i 2 -гидравлические уклоны до места утечки и после него;

l — длина участка;

x — расстояние от начала участка до места утечки;

д z — разность нивелирных отметок начала и конца участка.

Литература

7 доп [228−248].

Контрольные вопросы.

• 1. Требования к системам обнаружения утечек
• 2. Классификация средств диагностирования
• 3. Классификация методов контроля утечек

Теоретические основы эксплуатации магистральных газопроводов Основные направления совершенствования системы магистральных трубопроводов:

увеличение диаметров газопроводов;

повышение рабочего давления;

повышение прочностных характеристик металла труб;

снижение гидравлического сопротивления;

снижение температуры транспортируемого газа;

увеличение мощности, к.п.д и надежности ГПА;

использование полнонапорных ГПА, применение проточных частей и направляющих аппаратов ЦН.

Оперативно-диспетчерские расчеты режимов работы. Эффективность работы газопровода во многом определяется техническим состоянием объектов и оборудования, обеспечивающих функционирование. Фактические условия функционирования газопроводов практически всегда отличаются от проектных. Плановая производительность, определяемая возможностью добычи газа, потребностью в газе и условиями работы газопроводной системы, является переменой величиной как в течении года, так и по годам. В процессе эксплуатации меняется состояние линейной части и оборудования КС и, следовательно, параметров его работы даже при постоянной производительности. В этих условиях эксплуатационному персоналу приходится решать следующие задачи:

выбор оптимальной технологической схемы работы газопровода при заданной производительности;

выбор технологической схемы газопровода для реализации максимальной пропускной способности при фактическом состоянии объектов и оборудования;

разработка мероприятий по улучшению технико-экономических показателей работы газопровода.

Решение этих задач зависит от качества выполнения предварительного анализа функционирования всего газопровода и отдельных его элементов в предшествующий период. Анализ работы газопровода имеет целью определить степень использования установленной мощности и эффективности выполняемой работы по транспорту газа. При этом выделяются лимитирующие элементы либо отличающиеся повышенной энергоемкостью. Полученные данные являются основой для разработки организационно-технических мероприятий по улучшению использования оборудования и эффективности его работы. Для проведения анализа необходимы следующие данные:

технологическая схема газопровода: протяженность, диаметр трубопровода, раскладка труб по толщинам, характеристика лупингов и резервных ниток, перемычки, их состояние, количество компрессорных станций и из расстановка, оборудование КС и схемы их работы;

проектные данные работы газопровода: проектная производительность и пропускная способность по периодам, рабочее давление и давление на входе КС, температура газа на входе и выходе с КС, температура грунта на глубине заложения газопровода по периодам, общий коэффициент теплопередачи, теплофизические свойства газа, потребление газа и электроэнергии на собственные нужды;

фактические данные работы газопровода: фактическая производительность газопровода (годовая и по периодам), давление на входе и выходе с КС, температура грунта на глубине заложения по периодам, температура воздуха, физические свойства газа, потребление газа и электроэнергии;

данные о работе основного оборудования КС: наработка, простои и их причины, схема работы оборудования, режим работы по месяцам (производительность, давление на входе нагнетателей, температуры на входе и выходе с КС, нагнетателей, частота вращения вала силовой турбины, перепад давления).

Данные о работе линейной части получают в результате регулярных контрольных замеров. При проведении ремонтных и очистных мероприятий необходимо иметь данные о режимах работы до и после проведения этих работ. Для оценки технического состояния линейной части, степени и экономичности использования применяют систему коэффициентов, представляющих собой отношение фактических значений к нормативным, плановым и технически возможным.

При определении параметров эксплуатации сложного газопровода расчет основывается на приведении сложной системы к фиктивному простому газопроводу методом эквивалирования. Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки (расход, давление в начале и конце, температуры, теплофизические характеристики перекачиваемого газа) т. е. при различии в геометрических параметрах потери давления на трение в эквивалентом газопроводе и его пропускная способность будут такими же, что и в сложной системе.

Несмотря на тщательную подготовку газа к транспорту в магистраль попадает значительное количество воды и конденсата, продукты коррозии, масло из уплотнений нагнетателей. Примеси накапливаются во внутренней полости, увеличивая гидравлическое сопротивление. Состояние внутренней полости газопроводов характеризуется величиной коэффициента гидравлической эффективности, отражающего и техническое состояние линейной части.

Засорение трубопровода ведет к снижению пропускной способности. Если газопровод недозагружен, то уменьшение коэффициента гидравлической эффективности ведет к увеличению степени сжатия КС и следовательно, росту затрат мощности на транспорт постоянного объема газа. Мероприятия по поддержанию коэффициента гидравлической эффективности на более высоком уровне приводят к снижению затрат на компримирование газа, т. е. снижению затрат топливного газа или электроэнергии.

Гидравлическое сопротивление газопровода возрастает и вследствие гидратообразования (ГО). При охлаждении газа относительная влажность возрастает. Температура, при которой газ из ненасыщенного влагой состояния переходит в насыщенное называется точной росы. В зависимости от влагосодержания многие компоненты природного газа при определенных условиях образуют гидраты — неустойчивые химические соединения углеводородов с водой, склонные к саморазрушению. Давление и температура при которой происходит ГО характеризуются кривыми равновесного состояния гидратов.

Левая зона соответствует зоне ГО. Чем выше плотность газа, тем ниже давление гидратообразования. Для определения зоны ГО на газопроводе строиться совмещенная кривая ГО.

Процесс ГО происходит в определенных термодинамических условиях при полном насыщении природного газа влагой. ГО определяется давлением, температурной, составом газа и наличием свободной влаги. Условия образования гидратов могут быть представлены равновесными кривыми ГО. Для прогнозирования зоны образования гидратов и интенсивности накопления гидратов необходимо знать динамику изменения влажности газа при различных термодинамических условиях. Изменением влажности природного газа при его движении по магистрали зависит от характера изменения давления, температуры и начальной влажности газа. Начальное влагосодержание поступающего газа зависит от степени его осушки. На практике влажность газа определяется по номограмме или расчетным путем по формуле:

Для предупреждения ГО необходимо устранить хотя бы одно из условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу в газе. В соответствии с этим предупреждение образования гидратов или их разрушение осуществляется:

поддержанием температуры газа выше температуры ГО;

поддержанием давления ниже давления ГО;

введение

м ингибиторов;

осушкой газа.

Метод подогрева применяется на непротяженных газопроводах для разложения образовавшихся гидратов, ограниченность объясняется значительными энергетическими затратами.

Метод снижения давления также применим для ликвидации уже образовавшихся гидратов и заключается отключении конкретного участка газопровода и выпуске газа через продувочные свечи.

Наиболее эффективным методом предупреждения ГО является введение ингибиторов. В качестве ингибиторов используют электролиты, спирты, гликоли.

При выборе ингибиторов необходимо учитывать следующие особенности отдельных ингибиторов:

ввиду большой вязкости и плотности гликоли склонны к образованию застойных зон на сильно пересеченных рельефах, что обусловливает уменьшение живого сечения газопровода;

метанол более летуч, вследствие чего его потери в газовой фазе на 2 порядка выше, чем потери гликолей;

при использовании водных растворов метанола высока вероятность образования застойных зон;

из-за низкой температуры застывания метанол сопровождается меньшими эксплуатационными затратами, чем применение диэтиленгликоля и его растворов;

метанол в 7−8 раз дешевле гликолей.

При больших объемах транспортируемого газа осушка является наиболее эффективным способом предупреждения образования гидратов. Разработаны следующие методы осушки газа абсорбционная осушка;

адсорбционная осушка;

осушка газа молекулярными ситами;

низкотемпературная сепарация газа.

Абсорбционная осушка осуществляется с применением гликолей, обладающих высокой растворимостью в воде, стабильностью при регенерации, относительно низкой вязкостью и упругостью паров при температурах контакта, низкой коррозионной способностью, низкой растворяющей способностью по отношению к газам, не образуют пену или эмульсию. Характеристики глиголей представлены в таблице Таблица 2 -Физико-химические характеристики гликолей.

Адсорбционная осушка газа применяется для глубокого охлаждения газа до точки росы -20−30 0С и ниже. Преимущество заключается в отсутствии предварительной осушки газа т.к. адсорбенты эффективно впитывают влагу. В качестве адсорбентов используют активированный уголь с Sуд =600−1700 м 2 /г, силикагели — продукты обезвоживания геля кремниевой кислоты с S уд = 320−770 м 2 /г,, бокситы, состоящие на 50−60% из Al2O3, плотностью 800 кг/м3. Адсорбенты обладают достаточно высокой активностью, регенеративностью, низким сопротивлением потоку газа, высокой механической прочностью, предотвращающей дробление и расширение поглотителя, химической инертностью, незначительным объемным расширением в зависимости от температуры и степени насыщения. Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на поверхности микропор. Эффективные радиусы микропор 5−10 мкм. В этих капиллярных порах, размеры которых соизмеримы с размерами молекул адсорбируемого вещества под влиянием сил межмолекулярного взаимодействия, происходит концентрация вещества. Десорбция основана на том, что при повышении температуры в пределах 200−300 0С увеличивается энергия адсорбированных молекул и происходит высвобождение от адсорбента.

Расход адсорбента рассчитывается по формуле:

где: Q-суточная пропускная способность адсорбера;

ц — разность влагосодержания газа на входе и на выходе в адсорбер

t-продолжительность цикла;

a-поглотительная способность адсорбента Осушка молекулярными ситами из цеолитов кристаллической структуры с микропористостью на уровне 10 -7 мкм. Цеолиты избирательно сорбируют мелкие молекулы, проникающие во внутренне пространство. Используются в виде порошка или гранул диаметром до 3 мм. Поглотительная способность 14−16 г/100 г цеолита, что выше активности боксита в 4 раза. Высокая поглотительная способность цеолита сохраняется при температуре до 373 0К, в то время как у боксита при 311 0К поглощение снижается в несколько раз, а при 373 0 К равна нулю. Цеолиты выдерживают до 5000 циклов при потере не более 30% поглотительной способности.

Осушка газа охлаждением применяется для выделения конденсата из газа на установках низкотемпературной сепарации. Низкотемпературный способ разделения газа позволяет извлекать 80−100% тяжелых углеводородов. Сырой газ поступает в сепаратор первой ступени для отделения капельной влаги, затем газ направляется в теплообменник для охлаждения. Из теплообменника газ направляется в низкотемпературный сепаратор в котором за счет понижения температуры выделяется влага. Осушенный газ направляется в газосборный коллектор., а нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора поступает в конденсатосборник, а затем в разделительную емкость Водный раствор ингибитора регенерируется, а конденсат направляется в конденсатопровод.

Литература

3 осн [14−23].

Контрольные вопросы.

• 1. Факторы, влияющие на повышение эффективности эксплуатации МГП
• 2. Суть метода эквивалирования
• 3. Как определяется коэффициент гидравлической эффективности МГП?
• 4. Сущность гидратообразования
• 5. Определение зоны гидратообразования
• 6. Методы предупреждения гидратообразования
• 7 Типы ингибиторов, адсорбентов, абсорбентов.