Способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов c отводами холодного гнутья
METHOD FOR IDENTIFYING POTENTIALLY DANGEROUS SECTIONS OF MAIN PIPELINES WITH COLD BENDS

Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов (далее - МТ), в частности к эксплуатации потенциально опасных участков (далее - ПОУ) трубопроводов с отводами холодного гнутья (далее - ОХГ) с повышенным уровнем напряженно-деформированного состояния (далее - НДС).
Известно, что для профилирования трассы МТ в вертикальной и горизонтальной плоскостях используется упругий изгиб с радиусом не менее 1000D, где D - наружный диаметр трубопровода (СП 86.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России, 2014. - 182 с.) [1]. На участках с большей кривизной используются кривые вставки (сегментные отводы, ОХГ, отводы заводского исполнения).
В работе (М.Б. Тагиров, Ф.М. Мустафин, P.M. Аскаров и др. Исследование напряженно-деформированного состояния потенциально опасного участка магистрального газопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2017. - №2. - С. 9-14.) [2] отмечается статистика аварийности газопроводов большого диаметра: 7 из 11 отказов (64%) связаны с ОХГ. Анализ статистики отказов газопроводов (А.Б. Докутович, С.В. Коваленко, А.Н. Кузнецов и др. О возможности прогнозирования различных видов стресс-коррозионных повреждений магистральных газопроводов ПАО «Газпром» // Вести газовой науки. - 2016. - №3. - С. 64-78) [3] показывает, что основная доля разрушений по причине высоких изгибных напряжений связана с трещинообразованием в зоне кольцевых сварных соединений и гнутой части ОХГ.
Современными средствами внутритрубного технического диагностирования (далее - ВТД) определяются радиус кривизны, угол, длина, дистанция и часовое расположение максимального растяжения ОХГ (Таблица 1) (Отчет внутритрубного диагностирования газопровода DN 1400 мм. ООО «НПЦ «ВТД» - г. Березовский, 2020. - 1411 с.) [4]. Существующие способы оценки НДС, основанные на радиусах кривизны, ОХГ не охватывают (Диссертация [Электронный ресурс]: M.B. Закирьянов. Совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов с отводами холодного гнутья) URL: https://rusoil.net/files/1006/ZakiryanovMV/1571808054_ZakiryanovMV-diss.pdf] (дата обращения: 15.03.2022) [5].
Для оценки НДС на криволинейных участках трубопроводов используется нормативный документ (Рекомендации по оценке прочности и устойчивости, эксплуатируемых магистральных газопроводов и трубопроводов КС (утверждены начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 24.11.2006). - 61 с.) [6] (аналог), согласно которому для определения прочности и устойчивости участков газопроводов, изменивших в процессе эксплуатации свое положение в сравнении с проектным (начальным), проводится геодезическое позиционирование оси газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях, на основании которого определяется радиус изгиба газопровода и дальнейший расчет НДС стенки трубы проводится в соответствии с (СП 36.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. - М.: Госстрой России, 2013. - 97 с.) [7]. НДС по длине ОХГ рассчитывается по линейной зависимости на основании определенного НДС на участках сопряжения с участками упругого изгиба газопровода.
Недостатками аналога является:
- невозможность применения на участках газопроводов, выполненных с использованием нескольких ОХГ подряд, поскольку между смежными ОХГ фактически упругий изгиб отсутствует;
- необходимость проведения шурфового вскрытия участков с ОХГ, что влечет финансовые затраты и изменение режимов транспорта газа;
- при вскрытии участков газопроводов с ОХГ происходит нарушение связи «труба-окружающий грунт». Фактическое НДС в стенке трубы при обследовании будет отличаться от НДС при эксплуатации (до обследования), поскольку нагрузки на газопровод, определяемые по [7] после вскрытия изменятся.
7
Известен способ определения потенциально опасных участков трубопровода с ОХГ (Пат. 2603501 Российская Федерация, МПК F16L 1/00. Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния / P.P. Усманов, М.В. Чучкалов, Г.Р. Аскаров, А.Н. Кукушкин - №2015125172; заявл. 25.06.2015; опубл. 27.11.2016; Бюл. №33) [8] (аналог), согласно которому на основании определенных по данным ВТД радиусов ОХГ и радиусов упругого изгиба (между ОХГ) определяется коэффициент К, равный отношению максимального радиуса упругого изгиба, заключенного в промежутке между ОХГ, к минимальному радиусу ОХГ. При К<3 участок рассматривается как потенциально опасный с предрасположенностью к образованию трещин поперечного направления. Данный способ не предполагает оценку НДС в стенке ОХГ, что можно отнести к его недостаткам.
Прототипом изобретения является [5]. В данной работе предлагается зависимость для определения изменения уровня изгибных напряжений на гнутой части ОХГ:
тек
где ρ - текущий (измеренный) радиус кривизны ОХГ, м;
пред
ρ - предыдущий радиус кривизны ОХГ, м;
4
- изгибная жесткость гнутой части ОХГ, Па⋅м;
3
W - момент сопротивления поперечного сечения ОХГ, м.
Прототип не позволяет определять изгибную жесткость гнутой части ОХГ в зависимости от радиуса кривизны ОХГ, кроме того, при работе металла ОХГ за пределами пропорциональности, модуль упругости E, входящий в состав формулы (1), становится переменным. Данные факты свидетельствуют о недостатках прототипа.
Согласно изобретению предложен способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов с отводами холодного гнутья, включающий определение радиусов кривизны отводов холодного гнутья по результатам предпоследнего и последнего внутритрубного технического диагностирования на участке магистрального трубопровода, расчет изменения изгибных деформаций в стенке отводов холодного гнутья на основе изменения радиусов кривизны отводов холодного гнутья по данным внутритрубного технического диагностирования, и определение величины изменения изгибных напряжений в стенке отвода холодного гнутья с учетом переменного модуля упругости, сравнение найденной величины изменения изгибных напряжений в стенке отвода холодного гнутья с предельным значением, составляющим 70% от предела текучести трубной стали и, если найденная величина изменения изгибных напряжений в стенке отвода холодного гнутья выше указанного предельного значения, выявление предрасположенности участка магистрального трубопровода с отводом холодного гнутья к образованию поперечных трещин.
Задачей изобретения является определение изменения уровня НДС в стенке ОХГ по результатам ВТД с учетом физической нелинейности трубной стали, в частности изменения модуля упругости E.
Технический результат достигается тем, что по результатам предпоследнего и последнего ВТД на участке МТ определяются радиусы кривизны ОХГ, на основании которых рассчитывается изменение изгибной деформации.
Изменение изгибной деформации рассчитывается по следующей зависимости:
1
где ρ - радиус кривизны ОХГ по результатам ВТД предпоследней ВТД, м;
2
ρ - радиус кривизны ОХГ по результатам ВТД последней ВТД, м;
н
D - наружный диаметр ОХГ, м.
изгОХГ
1
2
Наиболее актуальным является определение Δε с растянутой стороны ОХГ при уменьшении его радиуса кривизны с ρ до ρ, поскольку вероятность появления поперечных трещин на ОХГ максимальна в зоне растягивающих изгибных напряжений [8].
экв
эквУПИ
изгОХГ
Далее определяется эквивалентный радиус упругопластического изгиба (далее - УПИ) ρ из той же трубной стали, что и материал ОХГ, при котором изгибные деформации Δε равны изменению изгибной деформации в стенке отводов Δε:
ρ
i0
i1
i2
i0
i1
i2
В соответствии с требованиями [7] интенсивность деформаций в стенке трубы определяется по интенсивности напряжений в соответствии с нормированной диаграммой растяжения «напряжения-деформации». Методология определения модуля упругости Е (символ ρ означает зависимость Е от радиуса кривизны ОХГ (трубы) при напряжениях больше предела пропорциональности трубной стали) основана на теории малых упругопластических деформаций в форме обобщенного закона Гука, в котором параметры упругости зависят от напряженного состояния в стенке трубы (Н.Н. Малинин, Прикладная теория пластичности и ползучести / H.Н. Малинин - М.: Машиностроение, 1975. - 400 с.) [9] (чертеж). На чертеже введены следующие условные обозначения: интенсивность напряжений ε, ε, ε соответствующая интенсивности напряжений σ, σ, σ в точках 0, 1, 2, соответственно.
Изменение угла наклона линии «начало координат - точка 0» на чертеже характеризует изменение модуля упругости (в точках 0, 1 и 2 он будет различным).
ρ
Далее, в соответствии с [6] определяется величина изменения изгибных напряжений в стенке ОХГ с учетом переменного модуля упругости E.
изгОХГ
у
у
Следующим этапом является оценка величины Δσ: если она свыше 70% от предела текучести трубной стали σ (0,7⋅σ), то проводится дополнительный анализ первичных данных ВТД (магнитограмм) на предмет поперечно-ориентированных дефектов и при необходимости назначается шурфовое обследование участка трубопровода с ОХГ.
1
2
эквУПИ
Таким образом, учитывая подобность напряженных состояний в стенке ОХГ при изменении радиуса кривизны с ρ до ρ и стенке трубы при УПИ при ρ выполняется поиск потенциально опасных участков трубопроводов с ОХГ.
Апробация предполагаемого изобретения проводилась в ООО «Газпром трансгаз Уфа».
u
у
5
Криволинейный участок одного из трубопроводов DN 1400 сооружен с использованием восьми ОХГ с толщинами стенок труб δ = 16,5 мм класса прочности К60 с условной нумерацией по ходу газа от 1 до 8. Механические свойства трубной стали: предел прочности σ= 640 МПа; предел текучести σ= 490 МПа; относительное удлинение при разрыве δ= 20%.
1
2
1
2
По результатам ВТД 2015 и 2017 гг.определены геометрические характеристики ОХГ №№1-8 (Таблица 2): радиусы кривизны ОХГ ρ, ρ, углы поворота α, α. Индекс «1» относится к данным предпоследнего ВТД, индекс «2» относится к данным последнего ВТД.
изгОХГ(1-8)
По формуле (2) рассчитаны изменения изгибных деформаций Δε для каждого из ОХГ №№1-8 (столбец 6, Таблица 2).
По формуле (3) рассчитаны эквивалентные радиусы УПИ для каждого случая изменения радиуса кривизны ОХГ №№1-8 (столбец 7, Таблица 2).
Параметры, необходимые для расчета изменения изгибных напряжений в стенке ОХГ определяются в соответствии с [6]:
- деформация, соответствующая пределу текучести:
0
Е = 206000 - модуль упругости стали трубы в упругой зоне диаграммы деформирования, МПа;
- деформация, соответствующая пределу пропорциональности:
- деформация, соответствующая пределу прочности:
- касательный модуль Е*:
- параметры нелинейного упрочнения:
2
- параметр n:
1
- параметр n:
изгОХГ
е
р
0
При Δε≤ε область работы металла - упругая, поэтому Е=Е=206000 МПа [7].
Для случаев изменения радиуса кривизны ОХГ №№1-4, 7 и 8 определено, что работа металла происходит в упругой области (столбец 8, Таблица 2).
е
изгОХГ
y
ρ
Для ОХГ №5 и №6 работа металла при изменении радиусов кривизны происходит в области перехода от предела пропорциональности к пределу текучести, поскольку ε≤Δε≤ε, т.е. Е становится переменным. Для этого случая напряжение в стенке ОХГ определяется по следующей зависимости [6]:
- для ОХГ №5:
- для ОХГ №6:
5
6
у
Проверка условия (σ; σ)≤0,7 σ: (434,9; 449,5 МПа)>343 МПа, т.е. условие не выполняется (участок предрасположен к образованию поперечных трещин). Действительно, при идентификации дефектов в шурфах по результатам ВТД выяснилось, что в зоне термического влияния кольцевого сварного шва ОХГ с условными номерами №5 и №б образовалась поперечная трещина.