RU2603501C1 - Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния - Google Patents
Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния Download PDFInfo
- Publication number
- RU2603501C1 RU2603501C1 RU2015125172/06A RU2015125172A RU2603501C1 RU 2603501 C1 RU2603501 C1 RU 2603501C1 RU 2015125172/06 A RU2015125172/06 A RU 2015125172/06A RU 2015125172 A RU2015125172 A RU 2015125172A RU 2603501 C1 RU2603501 C1 RU 2603501C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bending
- design level
- stressed
- strain state
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Bending Of Plates, Rods, And Pipes (AREA)
- User Interface Of Digital Computer (AREA)
Abstract
Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов, в частности к эксплуатации потенциально опасных участков (ПОУ) трубопроводов, содержащих отводы холодного гнутья (ОХГ) с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния (НДС). Целью изобретения является определение ПОУ с непроектным уровнем НДС, заключающийся в расчетной оценке изгибных напряжений по данным внутритрубной диагностики (ВТД), которая в процессе пропуска внутритрубного снаряда по трассе измеряет радиусы упругого изгиба трубопровода. 2 ил.
Description
Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов, в частности к эксплуатации потенциально опасных участков (ПОУ) трубопроводов, содержащих отводы холодного гнутья (ОХГ), 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 или монтажом криволинейных участков из ОХГ (СП 86.13330.2014. Магистральные трубопроводы. СНиП III-42-80*. Введ. 2014-06-01. - М.: Минстрой России, ФАУ «ФЦС», 2014, 175 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 способствует возникновению и развитию напряжений в ОХГ, способных его разрушить.
Например, в [2] (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.) приводится описание отказов газопроводов, возникших вследствие отступлений от проектных решений, выразившихся в замене крутоизогнутых отводов на ОХГ и, следовательно, 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 y связан дифференциальной зависимостью с изгибающим моментом y″, равным 1/ρ).
Согласно 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. [3] для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формулам:
где µ - коэффициент поперечной деформации Пуассона;
α - коэффициент линейного расширения;
Е - модуль упругости трубной стали, МПа;
Δt - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании °C;
σu - 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, напряжения упругого изгиба σu согласно [3] рассчитываются по формуле:
где D - наружный диаметр трубопровода, м;
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.
В процессе эксплуатации из-за несовпадения профиля сваренной плети трубопровода и дна траншеи со временем происходит прогиб (осадка) трубопровода, что приводит к уменьшению ρ и, соответственно, увеличению σu (2).
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 [4]. Однако в настоящее время нормативных источников, указывающих способы выявления и оценки НДС участков, построенных из ОХГ, не существует.
Между тем наибольшее количество отказов по причине поперечных трещин возникает именно на ОХГ, что объясняется наличием в них пластической зоны. Известно, что ОХГ состоит из трех зон: пластической, упругой и переходной. Пластическая зона расположена в середине трубы (место загиба), а упругая зона - по краям трубы. На упругую зону можно распространить действие [4].
Таким образом, недостатком прототипа является отсутствие расчетного способа определения высокого уровня НДС на ОХГ в его пластической зоне. В настоящее время основным средством диагностики линейной части магистральных трубопроводов является внутритрубная диагностика (ВТД) (Методы и средства диагностики линейной части магистральных газопроводов / А.С. Лопатин, А.А. Филатов, Н.Х. Халлыев [и др.]. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012. - 190 с.) [5].
Целью изобретения является определение ПОУ с непроектным уровнем НДС в пластической зоне ОХГ по данным ВТД.
Указанная цель достигается следующим образом. Подрядная диагностическая организация путем обработки результатов пропуска внутритрубного снаряда предоставляет данные по радиусам ОХГ и радиусам упругого изгиба, измеренных по трассе. При величине ρ менее нормативного [3] этот участок рассматривается как ПОУ. Особое внимание уделяется подучасткам, состоящим из двух и более ОХГ, у которых представлены и радиус упругого изгиба, и радиус пластической зоны. При отношении максимального радиуса упругого изгиба ρ, заключенного в промежутке между радиусами ОХГ (пластическая зона), к минимальному радиусу ОХГ (унифицированному радиусу отводов при гнутье труб в холодном состоянии [1]), с коэффициентом К менее 3, этот участок рассматривается как ПОУ с вероятностью возникновения и развития трещины поперечного направления, в первую очередь в пластической зоне ОХГ. При этом чем меньше К, тем больше вероятность возникновения трещины поперечного направления.
Если упругая зона ОХГ имеет радиус упругого изгиба, близкий к пределу текучести трубной стали, то и пластичная зона этого ОХГ также имеет высокий уровень изгибных напряжений, способствующих возникновению и развитию трещины поперечного направления.
Суть изобретения поясняется фигурами 1 и 2 с примерами расчетов НДС конкретных участков газопроводов диаметром 1420 мм.
На фиг. 1 приводится график радиусов пластического и упругого изгиба на подучастке с ОХГ, трубы №№12454-12457, построенный по линейно-высотным данным ВТД. Ось абсцисс указывает расстояние от камеры запуска.
Из фиг. 1 видно, что область ОХГ представляет собой синусоиду, где четыре нижних предела являются пластическими зонами ОХГ, а три верхних предела - упругими зонами этих ОХГ. В журнале отводов отчета по результатам ВТД (Отчет по внутритрубной диагностике газопровода Ямбург-Поволжье (Алмазная-Поляна) [Текст] / ЗАО «НПО «Спецнефтегаз». - М., 2014) [6] указаны минимальные радиусы и углы изгиба ОХГ, составляющие:
- труба №12454 - 71 м, 3°;
- труба №12455 - 93 м, 3°;
- труба №12456 - 69 м, 4°;
- труба №12457 - 80 м, 3°.
Следующим этапом является определение максимальных радиусов изгиба в упругой зоне между ОХГ, в данном случае они составляют:
- между трубами №№12454-12455 линейный параметр около 13518 м, радиус 150 м;
- между трубами №№12455-12456 линейный параметр около 13530 м, радиус 158 м;
- между трубами №№12456-12457 линейный параметр около 13542 м, радиус 203 м.
Коэффициент К в представленном примере (между трубами №№12454-12455) составит:
- труба №12454 - 150 м/71 м, К=2,1;
- труба №12455 - 150 м/93 м, К=1,6.
Между трубами №№12455-12456 составит:
- труба №12455 - 158 м/93 м, К=1,7;
- труба №12456 - 158 м/84 м, К=1,9.
Между трубами №№12456-12457 составит:
- труба №12456 - 203 м/84 м, К=2,4;
- труба №12457 - 203 м/80 м, К=2,5.
Таким образом, на этом подучастке коэффициент К колеблется от 1,6 до 2,5, т.е. укладывается в вышеприведенные рамки К=3,0.
На рассмотренном участке, на трубе №12455, расположенном между зонами с коэффициентом К, равным 1,6 и 1,7 (минимальные значения), в пластической зоне ОХГ обнаружены трещины поперечного КРН.
Рассмотрим в качестве примера участок газопровода диаметром 1420 мм с ОХГ, где коэффициент К>3.
На фиг. 2 приводится график, построенный по данным линейно-высотного положения радиусов пластического и упругого изгиба на подучастке с ОХГ, с линейными координатами 15680-15699 м, трубы №№1419-1420.
В журнале отводов отчета по результатам ВТД (Отчет по внутритрубной диагностике газопровода Челябинск-Петровск (Поляна - р. Белая) [Текст] / ЗАО «НПО «Спецнефтегаз». - М., 2013) [7] указаны минимальные радиусы и углы изгиба ОХГ, составляющие:
- труба №1419 - 46 м, 6°;
- труба №1420 - 97 м, 6°.
Следующим этапом является определение максимальных радиусов изгиба в упругой зоне между ОХГ. В данном случае они составляют: между трубами №№1419-1420 - линейный параметр около 15691 м, максимальный радиус 492 м. Коэффициент К в представленном примере между трубами №№1419-1420 составит:
- труба №1419 - 492 м/46 м, K=10,6;
- труба №1420 - 492 м/97 м, К=5,1.
Коэффициент К колеблется от 5,1 до 10,6, т.е. К>3, при этом поперечных трещин не выявлено. При изгибных напряжениях, близких к проектным, предпосылки для возникновения трещин поперечного направления отсутствуют.
Таким образом, изобретение позволяет по всему обследованному ВТД участку определить ПОУ с высокой вероятностью возникновения и развития трещин поперечного направления в пластической зоне ОХГ.
С 2011 по 2014 годы В ООО «Газпром трансгаз Уфа», ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Югорек» заявляемый способ позволил обнаружить 55 трещин поперечного направления, явившихся аварийно-опасными. Это предотвратило 55 аварий на газопроводах больших диаметров.
Claims (1)
- Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния, заключающийся в расчетной оценке изгибных напряжений, отличающийся тем, что эта оценка выполняется по данным внутритрубной диагностики, которая в процессе пропуска внутритрубного снаряда по трассе измеряет радиусы упругого изгиба трубопровода.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015125172/06A RU2603501C1 (ru) | 2015-06-25 | 2015-06-25 | Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015125172/06A RU2603501C1 (ru) | 2015-06-25 | 2015-06-25 | Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2603501C1 true RU2603501C1 (ru) | 2016-11-27 |
Family
ID=57774593
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015125172/06A RU2603501C1 (ru) | 2015-06-25 | 2015-06-25 | Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2603501C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2740329C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-01-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ ремонта потенциально опасного участка трубопровода |
RU2790906C1 (ru) * | 2022-03-21 | 2023-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов c отводами холодного гнутья |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2149367C1 (ru) * | 1999-09-07 | 2000-05-20 | Чургель Анатолий Олегович | Устройство для диагностики трубопроводов |
RU2554172C2 (ru) * | 2013-10-23 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода |
-
2015
- 2015-06-25 RU RU2015125172/06A patent/RU2603501C1/ru active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2149367C1 (ru) * | 1999-09-07 | 2000-05-20 | Чургель Анатолий Олегович | Устройство для диагностики трубопроводов |
RU2554172C2 (ru) * | 2013-10-23 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
СП 36.13330.2012 МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85. СП 86.13330.2014 МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ СНиП III-42-80*. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2740329C1 (ru) * | 2020-03-10 | 2021-01-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ ремонта потенциально опасного участка трубопровода |
RU2790906C1 (ru) * | 2022-03-21 | 2023-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов c отводами холодного гнутья |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8447532B1 (en) | Metallic constructions integrity assessment and maintenance planning method | |
Kishawy et al. | Review of pipeline integrity management practices | |
US20170122909A1 (en) | Non-destructive system and method for detecting structural defects | |
Dubov et al. | Application of the metal magnetic memory method for detection of defects at the initial stage of their development for prevention of failures of power engineering welded steel structures and steam turbine parts | |
RU2264617C2 (ru) | Способ бесконтактного выявления местоположения и характера дефектов металлических сооружений и устройство для его осуществления | |
CN102954997A (zh) | 管道管体缺陷的非接触式磁应力检测方法 | |
CN103075641A (zh) | 非接触式管道磁检测方法 | |
RU2554172C2 (ru) | Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода | |
US7706988B2 (en) | Method for improved crack detection and discrimination using circumferential magnetic flux leakage | |
Mahmoodian | Reliability and maintainability of in-service pipelines | |
RU2603501C1 (ru) | Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния | |
Gabbar et al. | Framework of pipeline integrity management | |
RU2686133C1 (ru) | Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода | |
Baran et al. | ACOUSTIC EMISSION TESTING OF UNDERGROUND PIPELINES OF CRUDE OIL OF FUEL STORAGE DEPOTS. | |
Zhao et al. | Development and validation of load-interaction based models for crack growth prediction | |
RU2667730C1 (ru) | Способ ремонта трубопровода | |
Thodi et al. | The selection of corrosion prior distributions for risk based integrity modeling | |
US10036693B2 (en) | Method and apparatus for evaluating ductile fracture | |
RU2790906C1 (ru) | Способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов c отводами холодного гнутья | |
RU2602327C2 (ru) | Способ определения потенциально опасных участков трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния | |
RU2722579C1 (ru) | Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода | |
RU2529096C1 (ru) | Способ повышения гамма-процентного ресурса изделия | |
Zhukov et al. | Specifics of diagnostics and investigation of material properties in pipes with planar defects | |
Al-Muslim | Impact of Combined Mechanical Damage on the Integrity of Pipelines | |
Robbins et al. | Predicting the remaining life of asbestos cement pipe with acoustic wall thickness testing |