СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНО ОПАСНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДА С НЕПРОЕКТНЫМ УРОВНЕМ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ
METHOD FOR DETERMINING POTENTIALLY HAZARDOUS PIPELINE SECTIONS WITH BEYOND-DESIGN LEVEL OF STRESS-STRAIN STATE

Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов, в частности к эксплуатации потенциально опасных участков (ПОУ) с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния (НДС).
Известно, что нормативный уровень НДС участка обеспечивается на стадии проектирования, когда на участках трубопроводов, отличных от прямолинейных, предусматривается укладка с отклонением от прямолинейности (радиусом), в том числе за счет упругого изгиба прямолинейных труб (СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. Введ. 2013-07-01. - М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. - IV, 93 с. ) [1].
Однако в процессе строительства и/или эксплуатации трубопровода, в силу разных причин (отступление от проектных решений, брак строительно-монтажных работ, подвижки грунта и т.п.), его фактическое НДС может отличаться от проектного, что в конечном итоге и способствует возникновению и развитию напряжений, способных его разрушить.
Например, в издании «Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки транспорта газа» (Пашин С.Т. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки транспорта газа / С.Т. Пашин, P.P. Усманов, М.В. Чучкалов [и др.]. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 236 с. ) [2] приводится описание отказа газопровода вследствие допущенного отступления от проектного решения, выразившегося в несовпадении профилей трубной плети и траншеи. Зазор между нижней образующей трубопровода и дном траншеи привел к увеличению стрелки прогиба, а значит, к уменьшению проектного радиуса изгиба ρ (прогиб связан дифференциальной зависимостью с изгибающим моментом γ″, равным 1/ρ).
Согласно [1] для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формуле
где µ - коэффициент поперечной деформации Пуассона;
<mrow><msubsup><mi>σ</mi><mrow><mi>к</mi><mi>ц</mi></mrow><mi>н</mi></msubsup></mrow>
- кольцевые напряжения от внутреннего давления газа, МПа;
α - коэффициент линейного расширения;
Е - модуль упругости трубной стали, МПа;
Δt - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании °C;
u
σ - изгибные напряжения, МПа.
Анализ (1) показывает, что первые две ее составляющие относятся к параметрам эксплуатации (давлению и температуре), т.е. проектным значениям, а значит заведомо вписываются в штатную ситуацию. В процессе проектирования эти показатели подбираются таким образом, чтобы по возможности уменьшить их взаимное влияние (например, в рабочие чертежи записывается минимальная температура сварки захлестов). В этом случае фактором, способным на конкретном участке вызвать напряжения выше проектных, являются изгибные напряжения.
В свою очередь изгибные напряжения согласно [1] рассчитываются по формуле
где ρ - радиус упругого изгиба участка, м.
Из (2) следует, что если радиус упругого изгиба рассматриваемого участка равен бесконечности (прямолинейный участок), изгибные напряжения приближаются к нулю. Следовательно, чем меньше ρ, тем больше изгибные напряжения.
Таким образом, в общем случае определение участков с непроектным уровнем НДС сводится к поиску участков с минимальным радиусом упругого изгиба. Именно такой участок будет иметь максимальные непроектные напряжения.
Прототипом изобретения является «Инструкция по определению по данным геодезической съемки фактического напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности»: утв. генеральным директором ООО «ВНИИГАЗ». - М., 2003 [3]. Определение НДС проводится на основании данных геодезической съемки, отражающих линейно-высотные координаты замеренных участков. Для сглаживания дискретно измеренных значений положения оси трубопровода производится аппроксимация экспериментальных данных с помощью интерполяционных полиномов. При использовании интерполяционных полиномов уравнение изогнутой оси участка трубопровода описывается многочленом четвертой степени относительно продольной координаты. Проекции оси участка y=f(х) для вертикальной координатной плоскости можно представить выражением
Для получения значений изгибающих моментов в [3] проводится математическая обработка (дифференцирование) уравнения (3) с использованием граничных условий.
Из вышеизложенного видны недостатки этого способа. Для получения картины НДС необходимо производить расчеты с использованием математического аппарата высококвалифицированным исполнителем для обработки информации, а т.к. ПОУ неизвестны или неявно выражены - возникает необходимость математической обработки значительного объема информации.
Целью изобретения является определение ПОУ с непроектным уровнем НДС по данным внутритрубной диагностики (ВТД). В настоящее время основным средством диагностики линейной части магистральных трубопроводов является именно ВТД.
Указанная цель достигается следующим образом.
Подрядная диагностическая организация путем обработки результатов пропуска внутритрубного снаряда предоставляет данные по радиусам упругого изгиба ρ, измеренных по трассе. При величине ρ менее нормативного (СП 86.13330.2014. Магистральные трубопроводы. СНиП III-42-80*. Введ. 2014-06-01. - М.: Минстрой России, ФАУ «ФЦС», 2014., 175 с. ) [4], этот участок может рассматриваться как ПОУ. Значения полученных радиусов упругого изгиба ρ используются в (2), что позволяет получить расчетные изгибные напряжения. Путем сравнения их с допустимыми [1], определяются ПОУ трубопровода с непроектным уровнем НДС.
Суть изобретения поясняется чертежом с примером расчета НДС конкретного участка газопровода диаметром 1420 мм.
На чертеже приводится график радиусов упругого изгиба, полученный по данным ВТД участка газопровода диаметром 1420 мм. На оси абсцисс представлена линейная координата, указывающая расстояние от камеры запуска внутритрубного снаряда.
Проведем оценку НДС участка газопровода с исходными данными:
- диаметр газопровода, 1420 мм;
- толщина стенки, 16,5 мм;
- временное сопротивление трубной стали, 600 МПа;
- предел текучести трубной стали, 480 МПа;
- коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, 1,1;
- рабочее давление, 7,5 МПа;
- температурный перепад, 40°C;
- коэффициент поперечной деформации Пуассона, 0,3;
-5
- коэффициент линейного расширения, - 1,2×10;
5
- модуль упругости трубной стали, 2,06×10 МПа.
Из чертежа видно, что практически весь участок (15626-15682 м) не соответствует требованиям [4] по радиусам упругого изгиба (например, для газопровода диаметром 1420 мм минимальный радиус упругого изгиба должен составлять не менее 1400 м), поэтому предстоит оценить уровень НДС и, при несоответствии нормативным требованиям, принять меры по его приведению к допустимому уровню. Рассмотрим два подучастка, отобранных по примерно равным радиусам упругого изгиба на каждом из них.
Из чертежа видно, что кривая радиусов упругого изгиба колеблется в определенных пределах: на подучастке 15626 до 16652 м от 200 до 400 м; на подучастке 15666 до 15678 м от 700 до 1100 м. Очевидно, что такая система как трубопровод диаметром 1420 мм не может так резко менять радиус упругого изгиба и эти колебания не что иное как погрешности измерения, но в определенном «коридоре».
В процессе прохождения внутритрубный снаряд за счет системы навигационного оборудования (одометры измеряют линейные координаты; система гироскопов - угловое и через них высотное и плановое положение снарядов) способен с достаточно высокой точностью регистрировать и воспроизводить не только траекторию, но и радиусы упругого изгиба участка (Выявление участков с высоким уровнем НДС средствами внутритрубной диагностики / Ш.Г. Шарипов, P.P. Усманов, М.В. Чучкалов, P.M. Аскаров, В.А. Канайкин, С.Л. Ваулин // Газотранспортные системы: настоящее и будущее: сб. докл. V Междунар. науч.-техн. конф. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2013. - с. 76-87 [5].
Для первичной оценки НДС необходимо и достаточно использовать усредненные (по участкам) значения радиусов упругого изгиба: на участке 15626 до 16652 м - 300 м; на участке 15666 до 15678 м - 900 м.
Расчет продольных напряжений по (1), (2) и (3) показал следующие результаты:
u
- на участке 15626 до 16652 м - σ=487,5 МПа;
u
- на участке 15666 до 15678 м - σ=162,5 МПа.
Сравнение расчетных изгибных напряжений с пределом текучести трубной стали показывает, что на 1-м участке расчетные изгибные напряжения превышают предел текучести 487,5 МПа>480 МПа, что согласно [1] недопустимо, а на 2-м, несмотря на несоответствие требованиям [4], (радиус упругого изгиба 900 м<1400 м), 162,5 МПа<480 МПа, со значительным запасом соответствуют требованиям [1].
Изобретение позволяет, на базе данных ВТД (без использования геодезического позиционирования) определить ПОУ с непроектным уровнем НДС по всему обследованному участку трубопровода.