3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Трубопроводы относятся к категории промышленных объектов, отказы которых сопряжены со значительными материальным и экологическим ущербами. Многие трубопроводы эксплуатируются с превышением проектного срока службы. Увеличивающаяся продолжительность эксплуатации и износ трубопроводов актуализируют проблему идентификации их технического состояния (ТС).

В известных работах в области идентификации технического состояния трубопроводов выделены типичные механизмы отказов, составлены физико-механические и математические модели процессов на основе локальных параметров. В то же время такие модели недостаточно полно отражают реальную величину и интенсивность изменения технического состояния на многокилометровых участках или всего трубопровода в целом.

Современные методы неразрушающего контроля, в том числе внутритрубное диагностирование (ВТД), позволяют получать обширную диагностическую информацию о дефектности линейной части трубопроводов. Однако, невозможно использовать существующие методы обработки данных из-за потери связи моделей технического состояния с местоположением повреждений. Объективный анализ результатов дефектоскопии с применением локальных методов затруднен из-за большой размерности задачи. Применение методов аналитической идентификации технического состояния трубопроводов на основе агрегированных моделей позволяет существенно сократить размерность задачи и затраты материальных и временных ресурсов на проведение технического диагностирования, обслуживания и ремонтов.

Однако, аналитическая идентификация технического состояния трубопроводов требует результатов разновременных ВТД, разнесенных друг от друга на 5-7 лет, поэтому возникает проблема совмещения одноименных участков для повышения объективности идентификации ТС трубопроводов. Кроме того, значимой составляющей трубопровода является запорная арматура (ЗА), идентификация ТС которой невозможна с применением существующих методов для линейной части. Поэтому в работе рассмотрены трубопроводные системы (ТПС) как совокупность линейной части и запорной арматуры. Трубопроводные системы целесообразно рассматривать, разбив на три группы: газопроводы, конденсатопроводы и нефтепроводы, отличительными характеристиками которых являются плотность среды, диаметр и толщина трубы, проектное давление.

Для большей эффективности функционирования ТПС данные по повреждениям, полученные при проведении дополнительных обследований, необходимо учитывать вместе с основной диагностической информацией. Также при прогнозировании технического состояния ТПС с дефектами геометрии необходимо учитывать реальные условия нагружения трубопроводов.

Работа входит в научное направление исследований лаборатории «Надежность» Оренбургского государственного университета и выполнена в рамках госбюджетной НИР №ГР 01200606123 «Агрегированные модели и методы аналитической идентификации технического состояния промышленных

4

объектов». Цель работы - повышение эффективности функционирования отработавших нормативный срок трубопроводных систем за счет идентификации технического состояния линейной части и запорной арматуры.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи: 1) разработка метода идентификации технического состояния ТПС на основе

агрегирования информации; 2) построение агрегированных моделей технического состояния ТПС; 3) определение корреляционных, идентификационных и прогнозных моделей

технического состояния ТПС; 4) нахождение структурного решения автоматизированной системы

управления техническим состоянием ТПС; 5) оценка эффективности функционирования ТПС с проведением

идентификации технического состояния. Объект исследования. Техническое состояние линейной части и запорной

арматуры ТПС, транспортирующих сероводородсодержащие среды на этапе превышения нормативного срока службы.

Предмет исследования. Идентификация технического состояния трубопроводных систем.

Методы исследования. Поставленные задачи решены с использованием следующих теорий и методов: идентификации, автоматического управления, оценки надежности и эффективности, вероятности, математической статистики и моделирования, теории графов, информационных технологий, диагностирования.

Научную новизну представляют: 1) метод идентификации технического состояния ТПС с совмещением

одноименных участков коррозионных повреждений линейной части для разновременных внутритрубных диагностирований;

2) корреляционные, идентификационные и прогнозные модели технического состояния ТПС;

3) вероятностная модель технического состояния запорной арматуры; 4) структурное решение построения автоматизированной системы

управления техническим состоянием ТПС. Практическая значимость работы. Разработанный метод идентификации

технического состояния ТПС позволяет проранжировать трубопроводы по степени опасности и запланировать работы по диагностике, техобслуживанию и ремонту. Программные модули интегрированы в производственный процесс и успешно используются на предприятии ООО «Газпром добыча Оренбург»:

1) модуль «Expertiza TP» (Свидетельство №2005612442, рег.19.09.2005) – при мониторинге технического состояния трубопроводов;

2) модуль «Armatura» (Свидетельство №2005612773, рег. 26.10.2005) – для идентификации технического состояния запорной арматуры;

3) модуль «СТО» (Свидетельство №2007613342, рег. 8.08.2007) – при оценке потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов с нетрещиноподобными дефектами;

4) основные положения метода идентификации и прогнозирования

5

остаточного ресурса трубопроводов вошли в СТО Газпром 0-03-22-2008 «Стандарт организации по технической и безопасной эксплуатации газопроводов неочищенного сероводородсодержащего газа и конденсатопроводов нестабильного конденсата».

На защиту выносятся: - метод идентификации технического состояния ТПС с совмещением

участков коррозионных повреждений; - результаты исследования корреляционных, идентификационных и

прогнозных моделей технического состояния линейной части ТПС; - оценка технического состояния запорной арматуры на основе

вероятностной модели; - структурное решение построения АСУ техническим состоянием ТПС. Апробация результатов работы. Основные положения диссертации

представлялись и были одобрены на международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (Оренбург, 2000), III всероссийской научно-технической конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» (Орск, 2002), VI Российской научно-технической конференции «Прогрессивные технологии в транспортных системах» (Оренбург, 2003), V международной научной конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» (Оренбург, 2008), VII международной научно-практической конференции «Образовательные научные и инженерные приложения в среде LabView и технологии National Instruments» – 2008 (Москва, 2008).

Получен диплом лауреата конкурса научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов Оренбуржья за разработку методов оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов (2002 г.), диплом III степени областного конкурса научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов за разработку методики идентификации ТС запорной арматуры трубопроводов на основе вероятностной модели (2006 г.), диплом лауреата областной выставки НТТМ за автоматизацию процесса идентификации технического состояния трубопроводов (2008 г.). Разработанные метод идентификации технического состояния ТПС и программные модули апробированы и использованы при продлении срока эксплуатации трубопроводов Управления по эксплуатации соединительных продуктопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе 1 статья в журнале из перечня ведущих рецензируемых журналов ВАК, 1 патент РФ на изобретение и 3 свидетельства на программные средства.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных результатов и выводов, списка использованных источников из 126 наименований, содержит 161 страницу машинописного текста, включая 42 рисунка, 41 таблицу, 5 приложений.

Автор благодарит за помощь и полезные советы при подготовке работы Кушнаренко В.М., Чиркова Ю.А., Щепинова Д.Н., Агишева В.Н.

6

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении дана общая характеристика работы, сформулированы цель и

задачи исследования, показаны научная новизна и практическая значимость работы.

В первом разделе проведен анализ научной проблемы идентификации и прогнозирования технического состояния трубопроводных систем.

Собранная за более, чем тридцатилетний период эксплуатации трубопроводов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, информация по отказам оборудования позволяет выделить данные, характеризующие техническое состояние линейной части и запорной арматуры как формирующие техническое состояние ТПС.

Проблеме идентификации систем и процессов на основе экспериментальных данных посвящены работы отечественных и зарубежных ученых: А.А. Красовского, Л.А. Растригина, В.В. Казакевича, П. Эйкхоффа, Э.П. Сейджа, Ю.Р. Владова и др. Теория эксплуатации и диагностирования трубопроводных систем и обеспечение надежности трубопроводов нашли отражение в работах О.М. Иванцова, О.И. Стеклова, Р. Кизигера, К.В. Черняева, А.Г. Гумерова, В.М. Кушнаренко, Я.Б. Шора, И.А. Ушакова, Р. Барлоу и др. Оценкой технического состояния запорной арматуры занимались С.В. Адаменко, Н.Ф. Муталлим-Заде, Г.И. Севастьянихин, И.Н. Карелин, О.Н. Шпаков и др.

Анализ известных параметров и математических моделей коррозионных процессов в работах Г.В. Акимова, Н.П. Жука, Л.Я. Цикермана и др. показывает, что они носят локальный характер, поэтому недостаточно адекватно отражают изменение ТС трубопроводов. Ни один из существующих локальных методов контроля не отражает реальной интенсивности коррозии в контролируемой системе в целом, поэтому возникает необходимость в разработке метода идентификации коррозионного состояния трубопроводных систем.

Известные методы обработки объемной диагностической информации не эффективны вследствие недостаточного снижения размерности задач и потерь при создании группированных рядов привязки местоположения дефектов к объекту. Недостаточная информативность локальных параметров, при которых большой объем данных диагностирований остается невостребованным, требует использования моделей и операций агрегирования как основных приемов исследования сложных систем. Анализ литературных данных показал, что при использовании аналитических методов идентификации на основе агрегированных параметров не учитываются отремонтированные участки трубопроводных систем, что ухудшает адекватность разработанных на их основе математических моделей.

Для идентификации технического состояния трубопровода в целом необходимо определить ТС его элементов. По результатам анализа зафиксированных отказов соединительных трубопроводов установлено, что на первом месте среди отказов ТПС - отказы линейных участков трубопроводов, на втором - отказы ЗА, на третьем - отказы деталей.

В настоящее время идентификация технического состояния линейной части трубопровода сводится к анализу данных ВТД и наружного контроля, а также расчетам потенциальной опасности без учета интенсивности коррозии участков.

7

Неразрушающий контроль при диагностировании ЗА позволяет определить ТС только корпусных деталей и не выявляет отказы других элементов: седел, затвора, сальников, штока и трубок, являющихся менее долговечными, чем корпус, поэтому измеренная при диагностировании толщина стенки корпуса не может являться основным критерием отбраковки. В настоящее время для оценки возможности дальнейшей эксплуатации запорной арматуры применяется метод, основанный на расчете остаточной толщины корпуса ЗА по значению интенсивности коррозии, определенной для условий эксплуатации, где применяется данная ЗА, а существующие методы расчета показателей надежности могут использоваться только применительно к группе ЗА и не позволяют оценить ТС и вероятность отказа отдельной единицы ЗА.

Из-за недостаточной изученности режимов нагружения соединительных трубопроводных систем при оценке их остаточного ресурса участки с дефектами геометрии необоснованно забраковываются. Вышесказанное приводит к недостаточно высокой эффективности функционирования ТПС.

На основании анализа поставлены задачи исследования. Во втором разделе приводится разработанный метод идентификации ТС

трубопроводных систем на основе агрегирования данных. Для построения математических моделей ТС линейной части трубопроводов проанализированы результаты по разновременным однотипным (ультразвуковым или магнитным дефектоскопом) ВТД. Оптимальное разбиение на агрегаты достигается путем совмещения результатов обследований с учетом дистанций дефектных участков. Пятиуровневая идентификация технического состояния ТПС проведена на основе агрегирования по глубине дефектов по параметрам: неравномерности, рассеивания, асимметрии и количества дефектов линейной части (рисунок 1, уровни I и II). Полученные значения приведены к нормированным значениям.

Таким образом, для газопровода, конденсатопровода и нефтепровода сформировано 33, 29 и 71 агрегатов соответственно. После определения агрегатов база данных отсортирована по году проведения диагностирования, и, далее, рассмотрено техническое состояние ТПС отдельно по первому и последующему прогонам ВТД. При совмещении прогонов зачастую получается некоторое улучшение коррозионного состояния, связанное с ремонтами дефектов, обнаруженных при первом прогоне. Для получения более достоверной модели динамики коррозионных процессов в данной работе в базах данных результатов последующих прогонов ВТД перед разбиением предложено совмещение особенностей трубопровода.

Количественная оценка эффективного значения технического состояния линейной части ТПС ЛЧS с учетом ТС n агрегатов Sn находится на III уровне, а техническое состояние m единиц запорной арматуры ЗАS трубопроводной системы

оценивается на основе вероятности отказа ЗАiQ запорной арматуры с соответствующим порядковым номером - на IV уровне.

Для оценки технического состояния ЗА разработаны вероятностная модель и компьютерная программа «Armatura», написанная в среде Borland Delphi. В основе программы - две базы данных (БД), сформированные из эксплуатируемой

8

в настоящее время ЗА и отказавшей за время эксплуатации. Поля каждой записи БД эксплуатируемой ЗА содержат информацию о факторах, определяющих ТС запорной арматуры. Для использования данной модели выявлены факторы, влияющие на отказ арматуры.

11h 12h 13h … 21 −kh 11 −kh kh1

21h 22h 23h … 22 −lh 12 −lh lh2

I

Агрегат №1 … Агрегат №М

1aN ,

1aN …

MaN ,

MaN

1qN ,

1qN …

MqN ,

MqN

1asN ,

1asN …

MasN ,

MasN

II

1dn ,

1dn …

Mdn ,

Mdn

aα , qα , asα , dn

α

11111 dnasasqqaaadd nNNNSd⋅+⋅+⋅+⋅= αααα …

MdMMMM dnasasqqaaadd nNNNS ⋅+⋅+⋅+⋅= αααα

III

∑=

=n

iaddлч iS

nS

1

21

1ЗА 2ЗА 3ЗА … 1−pЗА pЗА

Фирма Срок эксплуатации

Pу Ду Тип Продукт

эo

o

ff

ff

NN

NQ

+

=

/

эo

o

сэсэ

сэS

NN

NQ

+

=

/

эo

o

РуРу

РуРу

NN

NQ

+

=

/ эo

o

ДуДу

ДуДу

NN

NQ

+

=

/ эо

о

типтип

типтип

NN

NQ

+

=

/

эо

о

прпр

пртип

NN

NQ

+

=

/

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )пртипДуpусрpi PPPPPPQi

−⋅−⋅−⋅−⋅−⋅−−= 1111111 ; ЗАномерpi _1 −÷= ; QP −=1

IV

∑=

=p

iЗАЗА iQ

pS

1

21

лчα , ЗАα

ЗАЗАЛЧЛЧТПСТС SSS ⋅+⋅= αα_

V

1_ ГПТСS

2_ ГПТСS … ГПiТСS _

1_ КПТСS 2_КПТСS …

iКПТСS _ 1_ НПТСS

2_ НПТСS …qНПТСS _

Рисунок 1 – Схема операций по нахождению агрегированных моделей технического состояния ТПС

Для планомерной замены ЗА необходимо полученные данные свести к определенной шкале оценки. Одним из рациональных способов построения обобщенной оценки является функция желательности Харрингтона, которая позволяет расставить приоритеты для формирования перечня плановой замены ЗА, определить вероятность отказа каждой единицы ЗА с учетом факторов и проранжировать полученные результаты (IV уровень).

Обобщенная оценка технического состояния ТПС ТПСТСS _ по техническому состоянию линейной части лчS и запорной арматуры ЗАS получена по аддитивной модели (уровень V). Весовые коэффициенты αЛЧ и αЗА определены методом экспертных оценок с учетом мнений специалистов по эксплуатации

9

трубопроводов и выполнения условий нормирования. В третьем разделе приведены результаты обработки данных с помощью

разработанного метода идентификации и прогнозирования технического состояния ТПС. На рисунке 2 приведено изменение ТС для газопровода с 33 агрегатами, подтверждающее неравномерность этого изменения. У агрегатов 1, 2,

3 наблюдается ухудшение ТС, в то время как на участке, соответствующем агрегату 16, техническое состояние, являвшееся доминирующим при первом диагностировании, практически не изменилось, что говорит о разной интенсивности коррозии металла участков трубопровода, входящих в разные агрегаты, которое необходимо учитывать при оценке их остаточного ресурса. На этом же

рисунке отражена полученная завышенная оценка технического состояния ТПС по результатам 2-ой инспекции, полученная без проведения предложенной операции совмещения. На рисунке 3 представлены полученные функции по результатам ВТД двух обследований.

Рисунок 3 - Графики экспериментальных и аппроксимирующих авто- и взаимокорреляционных для газопровода, конденсатопровода и нефтепровода

Авто- и взаимокорреляционные функции ТПС

-0,4

-0,2

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

-5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5

Сдвиг, tau

rxx(

tau)

, ryy

(tau)

, rxy

(tau)

,ry

x(ta

u)

ryyEC2006_8/2(tau) ryyEXPER2006_8/2(tau) ryxEC00-06_8/2(tau)

ryxEXPER00-06_8/2(tau) ryxEC03-07_10/1(tau) ryxEXPER03-07_10/1(tau)

ryxE04-07_14/2(tau) ryxEXPER04-07_14/2(tau) rxxEC2000_8/2(tau)

rxxEXPER2000_8/2(tau) rxxE2004_14/2(tau) rxxEXPER2004_14/2(tau)

rxyE00-06_8/2(tau) rxyEXPER00-06_8/2(tau) rxyEC03-07_10/1(tau)

rxyEXPER03-07_10/1(tau)

Рисунок 2 – Изменение ТС газопровода

0,00,10,20,30,40,50,60,70,8

1 6 11 16 21 26 31Номера агрегатов

S

S_8/2-90 S_8/2-96 S_8/2-96 без совм

10

В соответствии со второй задачей исследования, по точкам с наиболее сильной статистической взаимосвязью агрегированных моделей в пределах интервала корреляции найдены авто- и взаимокорреляционные функции для разновременных диагностирований, построены аппроксимирующие экспоненциальные и экспоненциально-косинусные функции с выбором из них оптимальной по максиминному критерию. Во всех случаях полученные коэффициенты аппроксимирующих зависимостей - положительные вещественные числа.

Выполненный корреляционный анализ позволяет в соответствии с известной трехиндексной классификацией идентификационных моделей, предложенной в работах профессора Ю.Р. Владова, представить исходную модель ТС в виде передаточной функции (ПФ). Для газопровода ПФ имеет вид:

( ) ( ) ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−

−−

+++

⋅

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−+

⋅=

2222

21

11

)(2_8

ωαα

ωαα

ββ

ss

ssA

ssB

sG . (1)

Преобразование ПФ к правильному дробно-рациональному виду (2) позволяет сделать вывод о том, что получаемые идентификационные модели физически неосуществимы. Так, например, для конденсатопровода ПФ принимает вид:

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) .

222 2222

22211

2

2222

221

212

21

21

22

212

1/10 αωββωββαωβββββωβββββ

⋅⋅++⋅⋅−⋅++⋅⋅+⋅−⋅⋅−⋅−⋅−⋅−⋅+−+⋅+⋅

=Assss

sssBsGК (2)

Предложено в соответствии с теорией управления преобразование математических моделей к физически реализуемому виду за счет нахождения и устранения нулей и полюсов с положительной вещественной частью. Например, для нефтепровода получено:

( ) ( )1

14_ βα

++⋅

=ssKsG iH , (3)

где ( )αββ

⋅⋅+⋅

=A

BK2

12 - коэффициент усиления.

Использование обратного преобразования Лапласа позволяет найти переходные функции ТС и интенсивности его изменения трубопроводных систем в аналитическом виде. Переходная функция для технического состояния газопровода принимает следующий вид:

( )( )

( ) .22)(22

1

22

1

22

2211

221

21

2_8

221

⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟

⎠

⎞

+−

⋅+−⋅+

++

+−⋅

⋅++⋅⋅−⋅=

⋅+−⋅−

ωαβωαα

βωα

ωαββωαβαβ ωαβ tt

ieeKtu (4)

Если подставить найденные коэффициенты аппроксимации

корреляционных функций, то переходные функции ТС и интенсивности его изменения трубопроводных систем представляются в численном виде,

11

содержащем постоянную и экспоненциальные составляющие. Например, для того же газопровода переходная функция изменения интенсивности технического состояния выглядит следующим образом:

).(418,0399,0212,0)( 715,0415,128 tDiraceetv tti ⋅+⋅+⋅−= ⋅−⋅−

− (5)

Графики численных аналитических выражений для переходных функций изменения ТС и его интенсивности (рисунок 4, а и б) отражают непрерывный и плавный характер изменения этих характеристик.

а) б)

Рисунок 4 – Графики технического состояния ТПС, построенные по физически реализуемым идентификационным моделям: а) технического состояния нефтепровода; б) интенсивности изменения технического состояния газопровода

Установлено, что полученные таким образом идентификационные модели

технического состояния ТПС, являются одновременно и моделями прогнозирования (рисунок 5, а и б).

а) б) Рисунок 5 – Графики прогнозирования: а) интенсивности изменения технического

состояния нефтепровода; б) технического состояния на прогнозное время с момента последнего диагностирования

Полученные по эксплуатационным данным идентификационные и прогнозные модели изменения технического состояния соответствуют физическому представлению протекания коррозионных процессов в ТПС и адекватны реальному изменению их технического состояния. Уточнены факторы, влияющие на отказы ЗА: срок эксплуатации, фирма-изготовитель, тип ЗА, транспортируемый продукт, условный диаметр и проектное давление. Предложено при испытании запорной арматуры на герметичность, в соответствии

12

с патентом на изобретение, использовать разработанную фрикционную заглушку для герметизации полых изделий. Заглушка устанавливается в патрубок испытываемой запорной арматуры, давление с помощью гидравлического насоса подается в полость резиновой камеры, ограниченной снаружи указанным патрубком, а изнутри – трубой заглушки.

Контроль технического состояния запорной арматуры на основе вероятностной модели с ранжированием степени опасности участков трубопроводов позволяет идентифицировать техническое состояние ЗА трубопроводов и сформировать их плановую замену.

Применение модуля «Арматура» при идентификации технического состояния запорной арматуры позволяет сформировать список ЗА трубопроводов для планомерной замены.

В процессе эксплуатации ТПС под воздействием внешних факторов (рисунок 6, вектор F) происходит изменение их технического состояния. В эксплуатирующей трубопроводную систему организации органом, контролирующим соответствие

технического состояния ТПС нормативным документам (вектор ψ1 – при локальной идентификации и ψ2 – с применением АСУ техническим состоянием), является служба диагностики и технического надзора.

АСУ техническим состоянием трубопроводной системы предполагает применение программного комплекса «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС». Управление осуществляется за счет идентификации технического состояния трубопроводной системы по полученным в результате обследования и эксплуатации данным, включающим результаты ВТД – векторы Yh,Ynd, базы данных отказов запорной арматуры – вектор YЗА, реальные режимы нагружений – вектор YN.

Для уточнения информации по выполненным ремонтным работам (вектор Xr) в службу диагностики и технического надзора отправляется запрос. Полученные данные, представленные в виде Yh, Ynd, YЗА и YN, обработанные с применением программного комплекса «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС», в виде перечня компенсирующих мероприятий направляются в службу диагностики и технического надзора, где с привлечением специалистов составляется план-график по проведению техобслуживания и ремонта (вектор U).

Программный комплекс «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС» состоит из шести блоков (рисунок 7):

Рисунок 6 - Структурная схема АСУ техническим состоянием ТПС

13

Рисунок 7 – Основные блоки и модули программного комплекса «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС»

− оценки идентификации и прогнозирования технического состояния по агрегированным моделям (поагрегатно и подефектно);

− идентификации технического состояния ЗА на основе вероятностной модели. − расчетов на прочность; − оценки остаточного ресурса

участков с дефектами геометрии с учетом реального нагружения ТПС; − построения графа

ремонтируемых участков и определения оптимального варианта; − формирования планов

диагностирования и ТО и Р. В четвертом разделе

рассматриваются методы оценки технического состояния дефектных участков с помощью программных модулей, и оценивается эффективность их применения. Наиболее обоснованной и проверенной при расчете коррозионных дефектов действующих трубопроводов является «Методика оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов, имеющих коррозионные поражения…» и разработанный на

ее основе программный модуль «СТО». Для использования методики оценки остаточного ресурса применительно к дефектам геометрии соединительных трубопроводов ОНГКМ и получения достоверных результатов расчетов на потерю пластичности проведен анализ режимов работы этих трубопроводов и уточнено эквивалентное количество циклов их нагружения.

Создана и обработана база данных режимов нагружения внутренним давлением пяти наиболее нагруженных соединительных трубопроводов за 3 года. С помощью базы данных уточнено количество малоцикловых нагружений, которые составляют 36, 49, 57 и 73 циклов для доверительных вероятностей 0,90, 0,95, 0,98 и 0,99 соответственно, что позволяет вдвое сократить количество вырезаемых дефектов геометрии.

Для определения приоритетных участков ремонта адаптирован метод графов, учитывающий техническое состояние и местоположение дефектных участков трубопроводов. Для решения этой задачи разработана математическая модель с формированием матрицы возможных сценариев дефектных участков на основе

14

двоичных кодов. Эффективность функционирования трубопроводных систем с применением

разработанного комплекса программ в среднем повышается на 12,8 %.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 1. Разработан метод идентификации технического состояния

трубопроводных систем, включающий основные этапы: - совмещение одноименных коррозионных повреждений линейной части

трубопроводных систем для разновременных внутритрубных обследований; - создание агрегированных моделей линейной части трубопроводных

систем по входу и выходу; - определение потенциальной опасности запорной арматуры на основе

вероятностной модели; - построение корреляционных, идентификационных и прогнозных моделей

коррозионного состояния трубопроводных систем; - определение технического состояния трубопроводных систем; - создание структурного решения АСУ техническим состоянием ТПС на

основе программного комплекса, состоящего из ряда модулей; - оценка эффективности функционирования трубопроводных систем с

использованием АСУ техническим состоянием с учетом уточненного количества эквивалентных малоцикловых нагружений и оптимального варианта ремонта.

2. Предложена пятиуровневая декомпозиция операций нахождения моделей технического состояния ТПС, позволяющая на соответствующих уровнях:

– совместить одноименные, но разновременные особенности и разбить на агрегаты, исходя из минимального количества дефектов;

– определить основные параметры агрегирования рельефности; – найти агрегированные модели технического состояния линейной части

трубопроводных систем по входу и выходу; – построить вероятностную модель технического состояния и провести

ранжирование потенциальной опасности запорной арматуры; – определить техническое состояние трубопроводных систем с выделением

потенциально опасных газоконденсатонефтепроводов. 3. Определены корреляционные экспоненциальные и экспоненциально-

косинусные модели технического состояния на основе аппроксимации экспериментально полученных корреляционных функций.

Построены для газоконденсатонефтепроводов идентификационные модели технического состояния в виде передаточных функций, преобразованием которых к полиномиальному виду установлена их физическая неосуществимость. Получены путем реконструкции передаточных функций по нулям и полюсам с отрицательной вещественной частью физически реализуемые идентификационные и прогнозные модели.

4. Предложена структура автоматизированной системы управления техническим состоянием трубопроводных систем, включающая в себя следующие основные модули:

- «Агрегат» и «Арматура» образуют главную часть, предназначенную для

15

идентификации технического состояния ТПС; - «Ранжирование», «Граф», «Давление», «Экспертиза» образуют

дополнительную часть и предназначены для повышения эффективности функционирования трубопроводных систем.

5. Определена эффективность функционирования трубопроводных систем с применением разработанного метода идентификации технического состояния. Внедрение программного комплекса в ООО «Газпром добыча Оренбург» повышает эффективность функционирования ТПС в среднем на 12,8 % в зависимости от величины и интенсивности изменения технического состояния трубопроводных систем.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах: - в изданиях Перечня ВАК РФ: 1. Ишмеев, М.Р. Оценка напряженного состояния элементов оборудования

скважин / Ю.А. Чирков, В.М. Кушнаренко, М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. – 2000. – №3. – С. 95-97.

- в научных рецензируемых изданиях и сборниках трудов: 2. Ишмеев, М.Р. Методы оценки остаточного ресурса трубопроводов:

материалы III всероссийской научно-технической конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» / Н.Ф. Васильев, М.Р. Ишмеев, В.В. Печеркин. - Орск: ОГТИ, 2002. – С. 69-70.

3. Ишмеев, М.Р. Автоматизированная система оценки потенциальной опасности дефектов трубопроводов: сборник докладов VI Российской научно-технической конференции «Прогрессивные технологии в транспортных системах» / М.Р. Ишмеев. - Оренбург: ГОУ ОГУ, 2003 – С. 100-102.

4. Ишмеев, М.Р. Оценка скорости коррозии с помощью автоматизированных дефектоскопических систем / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. – 2005. – №9. - Приложение «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред». – С. 185-186.

5. Ишмеев, М.Р. Использование графов при определении очередности ремонта дефектных участков трубопроводов: краткие сообщения региональной конференции молодых ученых и специалистов Оренбургской области «Наука - технологии – производство - рынок» / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. – 2006. – №13. – Оренбург: ГОУ ОГУ, 2006. – С. 85-86.

6. Ишмеев, М.Р. Оценка прочности и остаточного ресурса трубопроводов с дефектами: материалы V международной научной конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» / Ю.А. Чирков, М.Р. Ишмеев, Е.В. Кушнаренко. – Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2008. – С. 128-135.

7. Ишмеев, М.Р. Визуализация графа при выборе вариантов принятия решения о ремонте дефектных участков трубопровода / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. – 2008. – № 82. – С. 230.

8. Ишмеев, М.Р. Моделирование надежности в интегрированной среде графического программирования: материалы 7-ой международной научно-практической конференции «Образовательные научные и инженерные

16

приложения в среде LabView и технологии National Instruments» / Ю.Р. Владов, А.Ю. Владова, М.Р. Ишмеев. – М.: РУДН, 2008. – C. 271-278.

- патенты РФ и свидетельства о регистрации программных средств: 9. Патент RU №2186355 C2, МПК 7 G01M3/00, F16L55/10. Заглушка для

герметизации полых изделий / Ишмеев М.Р. [и др.] (РФ). − №2000128181/06. − Заявлено 10.11.2000. − Опубл. 27.07.2002, Бюл. №21. – 3 c.: ил.

10. Ишмеев, М.Р. Программа для автоматизации мониторинга состава и технического состояния элементов фонтанной арматуры и колонных головок: свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2005612442 от 19.09.2005 / М.Р. Ишмеев. – М.: Роспатент, 2005. – 12 Мб.

11. Ишмеев, М.Р. Программа для автоматизации мониторинга технического состояния трубопроводов: свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2005612773 от 26.10.2005 / М.Р. Ишмеев. – М.: Роспатент, 2005. – 1,2 Мб.

12. Ишмеев, М.Р. Программа для оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов с нетрещиноподобными дефектами: свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007613342 от 08.06.2007 / Ю.А. Чирков, М.Р. Ишмеев, Е.В. Кушнаренко. - М.: Роспатент, 2007. – 1,52Мб.