RU2603884C1 - Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной - Google Patents

Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной Download PDF

Info

Publication number
RU2603884C1
RU2603884C1 RU2015128820/06A RU2015128820A RU2603884C1 RU 2603884 C1 RU2603884 C1 RU 2603884C1 RU 2015128820/06 A RU2015128820/06 A RU 2015128820/06A RU 2015128820 A RU2015128820 A RU 2015128820A RU 2603884 C1 RU2603884 C1 RU 2603884C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stress
internal pressure
pipeline
mpa
main pipeline
Prior art date
Application number
RU2015128820/06A
Other languages
English (en)
Inventor
Константин Юрьевич Шабанов
Игорь Валерьевич Васьков
Станислав Анатольевич Холодков
Михаил Георгиевич Гиорбелидзе
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара"
Priority to RU2015128820/06A priority Critical patent/RU2603884C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2603884C1 publication Critical patent/RU2603884C1/ru

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
    • F16L58/00—Protection of pipes or pipe fittings against corrosion or incrustation

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

Изобретение предназначено для определения степени опасности дефектов, выявленных при диагностическом обследовании, а также для определения внутреннего рабочего давления, при котором возможна дальнейшая эксплуатация дефектных участков линейной части. Технический результат - повышение точности определения уровня допускаемого внутреннего давления для участков линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной.
Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной, заключающийся в том, что проводят сравнение текущего рабочего давления в данном участке магистрального трубопровода с допускаемым внутренним давлением, которое рассчитывают по математической зависимости:
Figure 00000032
8 ил., 2 табл.

Description

Изобретение относится к области эксплуатации систем трубопроводного транспорта и предназначено для определения степени опасности дефектов, выявленных при диагностическом обследовании, а также для определения внутреннего рабочего давления, при котором возможна дальнейшая эксплуатация дефектных участков линейной части. Способ может быть использован в нефтяной и газовой отраслях.
Известен способ (Modified B31G), [ASME B31G-2009. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. New York.: ASME, 2009], в соответствии с которым допускаемое давление вычисляется по формуле:
Figure 00000001
где δ - толщина стенки трубы, мм;
D - наружный диаметр трубы, мм;
Figure 00000002
- напряжение пластического течения материала трубы, МПа;
σ0.2 - предел текучести, МПа;
σв - предел прочности при растяжении, МПа;
SF - коэффициент надежности;
h - максимальная глубина трещины, мм;
М - коэффициент Фолиаса.
Если z≤50, то коэффициент Фолиаса определяется по формуле:
Figure 00000003
где
Figure 00000004
; L - длина трещины, мм.
Если z>50, то коэффициент Фолиаса определяется выражением:
Figure 00000005
Данный способ не обладает достаточной точностью и не учитывает переход материала в зоне с поверхностным дефектом из зоны упругих деформаций в зону пластического деформирования.
Известен способ, принятый авторами в качестве прототипа (СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: ВНИИГАЗ, 2008 - 29 с.), в соответствии с которым допускаемое внутреннее давление определяется по формуле:
Figure 00000006
где Рр - рабочее давление, МПа;
Figure 00000007
- фактический коэффициент запаса прочности по критическому напряжению;
nн - нормативный коэффициент запаса прочности по наибольшему давлению.
Figure 00000008
где Ркр - критическое давление, МПа;
σкр - критическое напряжение, МПа;
D - наружный диаметр трубы, мм;
δ - толщина стенки трубы, мм.
Figure 00000009
где
Figure 00000010
- эмпирическая зависимость, дающая консервативную оценку значения ударной вязкости,
Figure 00000011
;
Figure 00000012
- полный эллиптический интеграл второго рода;
h - максимальная глубина трещины, мм;
L - длина трещины, мм;
Figure 00000013
- поправочная функция, зависящая от параметров трещины:
Figure 00000014
;
Figure 00000015
;
Figure 00000016
;
σв - предел прочности материала, МПа;
Figure 00000017
- поправочный коэффициент;
Figure 00000018
- площадь трещины в плоскости осевого сечения стенки трубы, мм2;
A0=Lδ - первоначальная площадь осевого сечения стенки трубы в плоскости трещины, мм2;
Figure 00000019
- коэффициент, учитывающий геометрические параметры трещины и трубы.
Figure 00000020
где Р0.2 - давление, соответствующее возникновению в стенке трубы кольцевых напряжений, равных нормативному пределу текучести σ0.2 материала трубы, МПа.
Рассмотренный способ обладает недостаточной точностью определения допускаемого давления и не способен учесть недопустимые микропластические деформации в зоне с поверхностным дефектом, которые способствуют дальнейшему росту трещины и накоплению микроповреждений, приводящих к разрушению конструкции.
Техническим результатом заявляемого способа является повышение точности значения допускаемого внутреннего давления за счет предотвращения появления микропластической деформации в стенке поврежденных участков магистральных трубопроводов, недопущения дальнейшего роста стресс-коррозионной трещины и, как следствие, постепенного разрушения трубопровода.
Технический результат достигается тем, что измеряют геометрические параметры участка магистрального трубопровода и стресс-коррозионной трещины, выявленной в результате диагностики, учитывают коэффициент Пуассона, предел текучести, предел прочности, критические напряжения, дополнительно определяют коэффициенты концентрации кольцевых и продольных напряжений в стенке трубопровода, термические напряжения, а затем проводят сравнение текущего рабочего давления в данном участке трубопровода со стресс-коррозионной трещиной с допускаемым внутренним давлением, которое рассчитывают по математической зависимости:
Figure 00000021
где δ - толщина стенки трубы, мм;
D - наружный диаметр трубы, мм;
σt - термические напряжения, МПа;
µ - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона);
n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению;
γкц - коэффициент концентрации кольцевых напряжений в стенке трубопровода;
γпр - коэффициент концентрации продольных напряжений в стенке трубопровода;
[σ] - допускаемое напряжение, МПа, определяемое из условия:
Figure 00000022
;
R2 - расчетные допускаемые напряжения при одноосном растяжении, МПа;
σкр - критические напряжения, МПа;
Figure 00000023
.
Преимущества заявленного способа достигаются тем, что, во-первых, учитывают концентрации напряжений для кольцевой и продольной составляющих; во-вторых, дополнительно вводят условие при выборе допускаемых напряжений, что обеспечивает корректность прочностного расчета, особенно в тех случаях, когда в стенке магистрального трубопровода имеются стресс-коррозионные трещины с относительно большой глубиной; в-третьих, учитывают термические напряжения, возникающие в стенке магистрального трубопровода, в-четвертых, результаты, полученные при использовании данного способа хорошо согласуются с результатами численного моделирования методом конечных элементов, выполненным в CAE-системе Ansys, что позволяет применять его на практике.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом. Проводят неразрушающий контроль. Измеряют геометрические параметры участка магистрального трубопровода: наружный диаметр D, толщину стенки δ и характерные размеры стресс-коррозионной трещины: длину профиля стресс-коррозионной трещины
Figure 00000024
(расстояние между наиболее удаленными точками стресс-коррозионной трещины вдоль оси участка магистрального трубопровода), ширину профиля стресс-коррозионной трещины w, максимальную глубину стресс-коррозионной трещины h. Как измеряют эти параметры показано на Фиг. 1.
В соответствии с нормативно-технической документацией (ГОСТ, ТУ) или сертификатами качества на данный участок магистрального трубопровода выбирают значения предела прочности σв, предела текучести σ0.2, ударной вязкости KCU, модуля упругости (модуля Юнга) Е, коэффициента поперечной деформации (коэффициента Пуассона) µ, коэффициента линейного расширения металла трубы α.
После предварительного вычисления промежуточных параметров
Figure 00000025
рассчитывают концентраторы кольцевых γкц и продольных γпр механических напряжений:
Figure 00000026
Figure 00000027
Согласно рекомендациям СНиП 2.05.06-85∗. Строительные нормы. Магистральные трубопроводы. - М.: Миннефтегазстрой, 1986 - 96 с. определяют расчетные допускаемые напряжения при одноосном растяжении R2 и выбирают значения коэффициента надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению n, указанные в таблице 13.
Используя справочную информацию, например Сергеев М.А. Расчет сезонного промерзания грунтов на основе данных скважинной термометрии. - М.: Недра, 1973., находят температуру грунта на глубине залегания трубопровода t1, за температуру транспортируемого продукта в трубопроводе t2 принимают: для нефтепродуктов - температуру на выходе с нефтеперекачивающей станции, для природного газа - температуру после аппарата воздушного охлаждения на выходе с компрессорной станции. После чего производят расчет термических напряжений:
σt=αE(t2-t1).
В соответствии с СТО Газпром 2-2.3-173-2007 «Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением» вычисляют критические напряжения σкр.
Из полученных значений R2 и σкр выбирают меньшее и подставляют в формулу для расчета допускаемого внутреннего давления:
Figure 00000028
Пример практической реализации предлагаемого способа рассмотрен для участка магистрального газопровода диаметром D=1420 мм из стали 10Г2Ф с характеристиками: предел прочности σв=600 МПа, предел текучести σ0.2=450 МПа, ударная вязкость KCU=88 Дж/см2, модуль упругости Е=20,6·104 МПа, коэффициента Пуассона µ=0,3, коэффициент линейного расширения металла трубы
Figure 00000029
.
В табл. 1 приведены результаты расчета, а также результаты численного моделирования методом конечных элементов, выполненных в программном комплексе Ansys Mechanical. Расчетные значения, практически, совпадают с результатами моделирования, наибольшее расхождение не превышает 5%.
На Фиг. 2 представлена эпюра механических напряжений, возникающих при воздействии допускаемого внутреннего давления, вычисленного по заявленному способу, для поврежденного участка трубопровода, в стенке которого имеется стресс-коррозионная трещина с параметрами: длина 430 мм, ширина 190 мм, максимальная глубина 6,5 мм.
Был проведен статистический анализ точности полученных значений допускаемого внутреннего давления по методу СТО Газпром 2-2.3-173-2007, B31G Modified и заявленному способу.
В табл. 2 представлена информация по относительным и абсолютным погрешностям рассматриваемых методов.
Figure 00000030
Figure 00000031
Представлены гистограммы и графики плотности распределения вероятностей относительных погрешностей результатов расчета по методу, изложенному в СТО Газпром 2-2.3-173-2007 (Фиг. 3), по методу B31G Modified (Фиг. 4) и по заявленному способу (Фиг. 5).
Приведены результаты проверки на нормальность распределения выборок с использованием критерия согласия Колмогорова-Смирнова для метода, изложенного в СТО Газпром 2-2.3-173-2007 (Фиг. 6), метода B31G Modified (Фиг. 7) и для заявленного способа (Фиг. 8).
Из анализа полученных результатов следует:
1) Расчет допускаемого внутреннего давления по данной методике позволяет предотвратить появление микропластической деформации в стенке поврежденных участков магистральных трубопроводов и не допустить дальнейший рост стресс-коррозионной трещины, разрушающей трубопровод.
2) относительные погрешности определения допустимого внутреннего давления для каждого из методов подчиняются нормальному закону распределения;
3) из анализа числовых характеристик следует, что:
- выборочное среднее относительной погрешности по заявленному способу составляет - 2,53; для СТО Газпром 2-2.3-173-2007 - 19,16; для В31G Modified - 21,67;
- выборочный размах относительной погрешности по заявленному способу меньше выборочных размахов, вычисленных для СТО Газпром 2-2.3-173-2007 и B31G Modified, соответственно, в 10,48 и 9,58 раза;
- выборочное среднее квадратическое отклонение относительной погрешности по заявленному способу меньше средних квадратических отклонений, вычисленных для СТО Газпром 2-2.3-173-2007 и B31G Modified, соответственно, в 7,70 и 7,07 раза.
Результаты статистического анализа указывают на неоспоримые преимущества заявленного метода по сравнению с используемыми в настоящее время известными методиками. Применение заявленного способа позволит с достаточной точностью определять уровень допускаемого внутреннего давления для участков линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной, что окажет положительное влияние на надежность трубопроводной системы и способствует оптимизации ремонтно-восстановительных работ.
Источники информации
1. ASME B31G-2009. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. New York.: ASME, 2009.
2. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: ВНИИГАЗ, 2008 - 29 с. (прототип).
3. СНиП 2.05.06-85∗. Строительные нормы. Магистральные трубопроводы. - М.: Миннефтегазстрой, 1986 - 96 с.
4. Аладинский В.В., Гаспарянц Р.С. Прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа риска // Нефтегазовое дело, 2007 - 14 с.
5. Патент №2240469 Российская Федерация, RU 2240469 С1. Способ аналитической диагностики разрушающего давления трубопроводов с поверхностными дефектами / Кисилев В.К., Столов В.П. (РФ) - №2003105538/06; заявлено 25.02.2003; опубл. 20.11.2004 - 8 с.
6. Сергеев М.А. Расчет сезонного промерзания грунтов на основе данных скважинной термометрии. - М.: Недра, 1973.

Claims (1)

  1. Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной, заключающийся в том, что измеряют геометрические параметры участка магистрального трубопровода и стресс-коррозионной трещины, выявленной в результате диагностики, учитывают коэффициент Пуассона, предел текучести, предел прочности, критические напряжения, отличающийся тем, что дополнительно определяют коэффициенты концентрации кольцевых и продольных напряжений в стенке участка магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной, термические напряжения, а затем проводят сравнение текущего рабочего давления в данном участке магистрального трубопровода с допускаемым внутренним давлением, которое рассчитывают по математической зависимости:
    Figure 00000032
    ,
    где δ - толщина стенки трубы, мм;
    D - наружный диаметр трубы, мм;
    σt - термические напряжения, МПа;
    µ - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона);
    n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению;
    γкц - коэффициент концентрации кольцевых напряжений в стенке трубопровода;
    γпр - коэффициент концентрации продольных напряжений в стенке трубопровода;
    [σ] - допускаемое напряжение, МПа, определяемое из условия: [σ]=min{R2; σкр};
    R2 - расчетные допускаемые напряжения при одноосном растяжении, МПа;
    σкр - критические напряжения, МПа;
    ξ=(μγпр)2+(γкц)2-μγкцγпр.
RU2015128820/06A 2015-07-15 2015-07-15 Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной RU2603884C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015128820/06A RU2603884C1 (ru) 2015-07-15 2015-07-15 Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015128820/06A RU2603884C1 (ru) 2015-07-15 2015-07-15 Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2603884C1 true RU2603884C1 (ru) 2016-12-10

Family

ID=57776653

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015128820/06A RU2603884C1 (ru) 2015-07-15 2015-07-15 Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2603884C1 (ru)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2240469C1 (ru) * 2003-02-25 2004-11-20 Федеральное государственное унитарное предприятие Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова Способ аналитической диагностики разрушающего давления трубопроводов с поверхностными дефектами
RU2341589C2 (ru) * 2007-02-21 2008-12-20 Валентин Игнатьевич Хижняков Способ определения продолжительности периода до образования стресс-коррозионных трещин в стальных трубопроводах

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2240469C1 (ru) * 2003-02-25 2004-11-20 Федеральное государственное унитарное предприятие Научно-исследовательский институт измерительных систем им. Ю.Е. Седакова Способ аналитической диагностики разрушающего давления трубопроводов с поверхностными дефектами
RU2341589C2 (ru) * 2007-02-21 2008-12-20 Валентин Игнатьевич Хижняков Способ определения продолжительности периода до образования стресс-коррозионных трещин в стальных трубопроводах

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ СНиП 2.05.06-85*. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Sedmak et al. Remaining strength of API J55 steel casing pipes damaged by corrosion
Kamaya et al. Failure pressure of straight pipe with wall thinning under internal pressure
Nahal et al. Pipelines reliability analysis under corrosion effect and residual stress
CN110765505A (zh) 一种含表面划伤复合凹陷油气管道极限内压的预测方法
CN111044186A (zh) 一种在役管道环焊缝缺陷安全评价及补强方式选择的方法
Zhang et al. Reliability-Based Assessment of Cracked Pipelines Using Monte Carlo Simulation Technique With CorLAS™
RU2603884C1 (ru) Способ определения допускаемого внутреннего давления для участка линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной
de Souza et al. Burst tests on pipeline containing long real corrosion defects
CN109255139B (zh) 一种高温管道中表面多裂纹合并方法
Witek An assessment of the effect of steel pipeline wall losses on the maximum allowable operating pressure of a gas pipeline
Okoloekwe et al. Reliability-based assessment of safe excavation pressure for dented pipelines
Makhutov et al. Development of status, strength and operating life diagnostics and monitoring methods for continuously operating oil trunk pipelines
Kainat et al. Implementation of API 1183 Recommended Practice for Reliability-Based Assessment of Dents in Liquid Pipelines
RU2571018C2 (ru) Способ определения срока службы трубопровода
Fonzo et al. Techniques for fracture toughness testing of offshore pipelines
RU2240469C1 (ru) Способ аналитической диагностики разрушающего давления трубопроводов с поверхностными дефектами
Jang et al. Predictions of Tensile Strain Capacity for Strain-Based Pipelines With a Circumferential and Internal Surface Flaw
RU2569964C1 (ru) Способ оценки работоспособности технологического оборудования при эксплуатации в условиях, вызывающих снижение пластичности и растрескивание металла конструктивных элементов
Shafiq et al. Burst test, finite element analysis and structural integrity of pipeline system
Tang et al. Burst failure analysis of PVC-UH pipes with axial surface crack based on multiple methodologies
Aniskovich et al. Evaluating the static cracking resistance of thin-walled pressure vessels
Purnana et al. Fitness for Service Assessment of Cross Country Oil Pipelines Based on API 579 (Application of API 579 on ASME B 31.4)
RU2529096C1 (ru) Способ повышения гамма-процентного ресурса изделия
Pikas et al. Remaining strength of corroded pipe direct assessment process
Cerkovnik et al. Inclusion of Crack Face Pressure in Reference Stress for Thick Walled Risers and Flowlines