Основы технической диагностики

ОСНОВЫ 
ТЕХНИЧЕСКОЙ 
ДИАГНОСТИКИ

В.А. ПОЛЯКОВ

Рекомендовано 
в качестве учебного пособия 
для студентов высших учебных заведений, 
обучающихся по направлению подготовки
21.03.01 «Нефтегазовое дело»
(квалификация (степень) «бакалавр»)

Москва
ИНФРА-М
2021

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

УДК 621(075.8)
ББК 30.82я73
 
П54

Поляков В.А.
П54  
Основы технической диагностики : учебное пособие / В.А. Поляков. — Москва : ИНФРА-М, 2021. — 118 с. — (Высшее образование: 
Бакалавриат). — DOI 10.12737/1676.

ISBN 978-5-16-005711-8 (print)
ISBN 978-5-16-100792-1 (online)
В учебном пособии на базе лекций, прочитанных автором в РГУ нефти 
и газа имени И.М. Губкина, рассмотрены основы технической диагностики. В нем представлены проблемы формирования основных принципов технической диагностики, приведена номенклатура измеряемых параметров, рассмотрено нормирование как оценка технического состояния 
и дана оценка проблемам изменения технического состояния.
Соответствует требованиям федеральных государственных образовательных стандартов высшего образования последнего поколения.
Полезно не только студентам, обучающимся по соответствующим специальностям технической диагностики, но и студентам всех технических 
специальностей.

УДК 621(075.8)
ББК 30.82я73

Р е ц е н з е н т ы:
Покровский А.М., доктор технических наук, профессор кафедры 
«Прикладная механика» МГТУ имени Н.Э. Баумана;
Бутусов Д.С., кандидат технических наук, директор ИТЦ «Оргтехдиагностика» ОАО «Оргэнергогаз»

ISBN 978-5-16-005711-8 (print)
ISBN 978-5-16-100792-1 (online)
© Поляков В.А., 2012

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Dн, Dвн, R, Rвн, δн — наружный и внутренний диаметры, средний 
и внутренний радиусы, номинальная толщина 
стенки трубы, [L];
E, μ, α 
— модуль Юнга, коэффициент Пуассона и коэффициент линейного расширения материала 
трубы, [L–1 · M · T–2], [-],[Θ–1];
Fr, Ff 
— площадь кольца и площадь внутреннего сечения трубы, [L2];
r, θ, z 
— координаты связанной с трубопроводом цилиндрической системы координат, [L], [-], [L];
x, y, z 
— координаты декартовой прямоугольной системы координат, образованной правой тройкой 
векторов базиса, [L];
s(x, y, z) 
— пространственная координата, направленная 
вдоль оси трубопровода, [L];
t 
— время, [T];
p(s, t) 
— давление транспортируемого потока, 
[L–1 · M · T–2];
mp 
— масса единицы длины трубы с учетом массы 
изоляционного покрытия и размещенного на 
трубопроводе регулировочного оборудования, 
[M · L–1];
mf 
— масса транспортируемого потока в единице 
длины трубопровода, [M · L–1];
m 
— суммарная масса единицы длины (трубопровода), [M · L–1];
ρ 
— плотность транспортируемого потока, [M · L–3];
v 
— скорость транспортируемого потока вдоль оси 
трубопровода, [L · T–1];
Δt 
— расчетный температурный перепад, [Θ];
{Y} 
— вектор положения (трубопровода), [L];
{Yi} 
— вектор положения (трубопровода) на шаге i 
(i = 0, 1, 2, ...) при численном решении уравнения движения, [L];
y(s, t) 
— функция перемещения (трубопроводной системы), [L];

T 
— температура, [Θ];
{y} 
— вектор перемещения системы конечных элементов трубопровода, [-];

σкц
н  
— кольцевые напряжения материала стенки трубы от нормативного давления, [L–1 · M · T–2];

σпр
н  
— продольные напряжения материала стенки 
трубы от нормативных нагрузок и воздействий, 
[L–1 · M · T–2];
σкц 
— кольцевое напряжение материала стенки трубы, [L–1 · M · T–2];
σпр 
— продольное напряжение материала стенки трубы, [L–1 · M · T–2];
Sa 
— амплитуда перемещения, [L];
ln 
— длина полуволны поперечной деформации трубопровода, [L];
f 
— частота периодических колебаний, [T–1];
ω, ϑ 
— угловые частоты гармонических колебаний, 
[T–1];
ω0 
— угловая собственная частота системы без демпфирования, [T–1];
ωθ 
— угловая частота изменения напряженно-деформированного состояния материала стенки 
трубы по полярному углу θ, [-].

ВВЕДЕНИЕ

В Российском государственном университете нефти и газа 
(национальном исследовательском университете) имени И.М. Губкина курс «Основы диагностики» включен в учебный план ФГОС 
по направлению подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело», профили — «Сооружение и ремонт объектов систем трубопроводного 
транспорта» и «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов».
Для понимания и успешного освоения технологии технической 
диагностики (оценки и изменения технического состояния) в приложениях к различным объектам трубопроводных систем и технологическим процессам необходимо базовое, системное ее представление.
Поэтому целями учебного пособия «Основы технической диагностики» являются:
 
• формирование базового, системного представления о технологии 
технической диагностики;
 
• формулировка унифицированной технической задачи определения и обеспечения заданного значения технического состояния;
 
• определение места технической диагностики в общей системе 
проектирования и эксплуатации;
 
• формирование основных принципов технологии технической 
диагностики;
 
• формирование и применение технологии технической диагностики в приложении к конкретным объектам трубопроводных систем.
Учебное пособие состоит из четырех частей, определяющих главные элементы технологической цепочки оценки технического состояния и его изменения. Необходимость включения каждой из этих 
частей в технологическую цепочку доказывается на основе унифицированной технической задачи определения и обеспечения заданного значения технического состояния.
Формулировка унифицированной технической задачи и формирование на ее основе (основных принципов) технологии системы 
технического обслуживания (технической диагностики) является 
основой и оригинальной особенностью учебного пособия. Поэтому 
ознакомление с ним будет полезно не только студентам, обуча

ющимся по указанному выше учебному плану, но и студентам всех 
технических специальностей.
Выражаю благодарность всем студентам, прослушавшим и сдавшим экзамен по курсу «Основы технической диагностики», за их 
вопросы, комментарии и пожелания — за помощь в подготовке данного учебного пособия.

ЧАСТЬ 1
ФОРМИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ПРИНЦИПОВ
ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ

1.1. 
УНИФИЦИРОВАННАЯ ПОСТАНОВКА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЗАДАЧИ 
ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЗАДАННОГО ЗНАЧЕНИЯ 
ПОКАЗАТЕЛЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

Функция эффективности. Номенклатура нормируемых 
показателей. Задачи проектирования и эксплуатации. 
Техническое состояние и его изменение

Трубопроводная система — коммерческое предприятие, для 
эффективного управления которым вся трубопроводная система 
и все составляющие ее объекты (элементы) должны характеризоваться количественными коммерческими показателями. Такими 
количественными показателями могут быть:
 
• стоимость состава сооружений всей трубопроводной системы 
в целом и составляющих ее отдельных объектов;
 
• эксплуатационные расходы по системе в целом и по отдельным 
составляющим ее объектам;
 
• срок окупаемости вложенных в проект финансовых средств;
 
• время выполнения проекта;
 
• коэффициент полезного действия насоса или компрессора;
 
• и так далее.
Основным видом коммерческой деятельности трубопроводной 
системы является предоставление услуг по транспорту. И в данном 
аспекте характеризующим количественным показателем трубопроводной системы является количество объема или массы продукта, 
транспортируемого (доставленного в заданную точку на расстояние L) в единицу времени, — соответственно объемный Q

Q = v ⋅ Ff = v ⋅ π ⋅ DΒΗ
2

4
 
(1.1.1)

или массовый М

М = ρ ⋅ Q 
(1.1.2)

расходы.
В литературе представлены разные формы статистической информации о стоимости нефтепровода S в зависимости от расхода:

• общая стоимость целевых проектов нефтепроводов с соответствующими значениями L и Q. В этом случае стоимость нефтепровода — функция

S = S(L, Q). 
(1.1.3)

Набор определяющих значение функции (1.1.3) параметров –

{L, Q}; 
(1.1.4)

 
• раскладка всей стоимости нефтепровода по статьям расхода на 
составляющие общего состава сооружений магистрального нефтепровода (МН). В этом случае функция S зависит от большего 
числа определяющих параметров, чем в случае (1.1.3).
Результаты математической обработки данных по общей стоимости целевых проектов показали, что (с определенной погрешностью) 
стоимость МН может быть определена по формуле [1]

S = XL ⋅ L + XQ ⋅ Q + XV ⋅ V + Xn ⋅ n + XD ⋅ Dн, 
(1.1.5)

где V — объем резервуарного парка; n — число нефтеперекачивающих станций (НПС); XL, XQ, XV, Xn, XD — численные коэффициенты.
Для функции (1.1.5) набор определяющих параметров принимает вид

{L, Q, V, n, Dн}. 
(1.1.6)

Наборы параметров (1.1.4) и (1.1.6) вместе с диапазонами их возможного изменения представляет собой пространство определяющих 
значение функции S параметров.
Пространство (1.1.6) можно представить в виде объединения

{L, Q, V, n, Dн} = {L, Q} ∪ {V, n, Dн}. 
(1.1.7)

Система (1.1.3) ÷ (1.1.4) формирует, прежде всего, экономическую 
задачу первого уровня (первого этапа принятия решения о самом 
начале проекта или участии в нем) — сколько стоит нефтепровод 
длиной L с расходом Q. Поэтому пространство (1.1.4) в большинстве 
проектов (но не всегда) представляет собой точку — набор постоянных значений L и Q.
Формула (1.1.5) устанавливает функцию стоимости МН с учетом 
взаимосвязи с технологическими и конструкционными параметрами, представленными пространством

{V, n, Dн}. 
(1.1.8)

Параметры (1.1.8) на стадии проектирования МН имеют переменные значения.

Поэтому разные пространства определяющих параметров (например, (1.1.4) и (1.1.7)) должны использоваться для принятия решения на разных уровнях.
Пространство (1.1.6) можно также представить в виде другого 
объединения

{L, Q, V, n, Dн} = {L, Q, n, Dн} ∪ {V}, 
(1.1.9)
в котором параметры пространства

{L, Q, n, Dн} 
(1.1.10)
функционально взаимосвязаны уравнением баланса напоров, например, в виде

ΔH1 + n ⋅ Hcт = β
ν
⋅
⋅
⋅

−

−
Q

D
L

m
m

m

2

5
вн

 + Δzπ. 
(1.1.11)

В (1.1.11) ΔH1 — подпор перед первой НПС, Hст — дифференциальный напор НПС, β — постоянная, ν — кинематическая вязкость 
транспортируемой нефти, m — порядок режима, Δzπ — высота перевальной точки.
Таким образом, в пространстве (1.1.10) независимыми являются 
три параметра, а при заданном расходе Q — два. В этом случае функция стоимости (1.1.5) принимает вид

S = XL ⋅ L + XV ⋅ V + Xn ⋅ n + X0, 
(1.1.12)
а пространство определяющих ее параметров –

{L, V, n}. 
(1.1.13)
Величина X0 — погрешность.
В табл. № 1.1.1 приведены доли слагаемых функции (1.1.12) в общей сумме стоимости нефтепроводов в США.

Т а б л и ц а  № 1.1.1

Доли слагаемых функции (1.1.12) в общей сумме стоимости 
нефтепроводов в США, [%].

Слагаемое
Доля

XL ⋅ L
61.01

Xn ⋅ n
24.07

XV ⋅ V
4.31

X0
10.61
Итого:
100

Представление функции стоимости в форме (1.1.5) или (1.1.12) 
позволяет оценить долю того или иного элемента МН в общей стоимости. Но в этом случае принципиальное значение имеет точность 

определения функции стоимости и определяющих ее параметров. 
Так, из табл. № 1.1.1. следует, что доля НПС в общей стоимости состава сооружений МН составляет 24.07 [%], однако по другим источникам доля НПС может достигать 30÷35 [%].
Таким образом, формализация стоимости МН в виде функциональной зависимости (например, (1.1.3), (1.1.5) или (1.1.12)) от определяющих ее параметров (соответственно (1.1.4), (1.1.6) и (1.1.13)) 
позволяет:
 
• определить доли составляющих МН объектов в общей стоимости 
и, тем самым, определить узкие места в общей технологической 
цепочке проектирования, сооружения и эксплуатации с точки 
зрения коммерческого предприятия;
 
• унифицировать технологию проектирования, строительства, технического обслуживания и экспертизы по утвержденному пространству определяющих значение функции S параметров. В общем случае, унификация (стандартизация) технологии ведет 
к снижению расходов;
 
• определить место в технологической цепочке или стадию принятия решения, где была допущена ошибка;
 
• и так далее.
С учетом ограниченности в общем случае значения функции 
стоимости возникает вопрос о:
 
• возможности снижения одного или нескольких слагаемых функции (1.1.5);
 
• диапазонах возможного изменения параметров(1.1.8), а в общем 
случае и (1.1.7).
Можно ли уменьшить стоимость варьированием значений параметров (1.1.8), например, путем уменьшения числа НПС? Уменьшение числа НПС не только коммерческая задача, но и согласно 
(1.1.11) технологическая задача. Расход является функцией

Q = Q(n, Hст, ν ,Dвн, L, Δzπ) 
(1.1.14)
с пространством определяющих параметров

{n, Hст, ν, Dвн, L, Δzπ}. 
(1.1.15)
Уменьшение числа n при постоянстве правой части уравнения 
(1.1.11), требует увеличения значения развиваемого НПС напора.
Полный напор (мера механической энергии) нефти равен

H = z + 
p
g
ρ ⋅
 + v
g

2

2 ⋅
, 
(1.1.16)

где z — разность высотных отметок между сечением трубопровода 
и плоскостью отсчета (геометрический напор в сечении трубопровода); g — ускорение свободного падения.