RU2790906C1 - Способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов c отводами холодного гнутья - Google Patents
Способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов c отводами холодного гнутья Download PDFInfo
- Publication number
- RU2790906C1 RU2790906C1 RU2022107305A RU2022107305A RU2790906C1 RU 2790906 C1 RU2790906 C1 RU 2790906C1 RU 2022107305 A RU2022107305 A RU 2022107305A RU 2022107305 A RU2022107305 A RU 2022107305A RU 2790906 C1 RU2790906 C1 RU 2790906C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cold
- bends
- wall
- bending
- change
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов, в частности к выявлению потенциально опасных участков трубопроводов с отводами холодного гнутья с повышенным уровнем напряженно-деформированного состояния. Задачей изобретения является определение изменения уровня напряженно-деформированного состояния в стенке отводов холодного гнутья по результатам внутритрубного технического диагностирования с учетом физической нелинейности трубной стали, в частности изменения модуля упругости Е. 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 определенных изменения радиусов кривизны отводов холодного гнутья 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. 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. 1 ил., 2 табл.
Description
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.
Известен способ определения потенциально опасных участков трубопровода с ОХГ (Пат. 2603501 Российская Федерация, МПК7 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:
где ρтек - текущий (измеренный) радиус кривизны ОХГ, м;
ρпред - предыдущий радиус кривизны ОХГ, м;
W - момент сопротивления поперечного сечения ОХГ, м3.
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:
где ρ1 - радиус кривизны ОХГ по результатам ВТД предпоследней ВТД, м;
ρ2 - радиус кривизны ОХГ по результатам ВТД последней ВТД, м;
Dн - наружный диаметр ОХГ, м.
Наиболее актуальным является определение ΔεизгОХГ с растянутой стороны ОХГ при уменьшении его радиуса кривизны с ρ1 до ρ2, поскольку вероятность появления поперечных трещин на ОХГ максимальна в зоне растягивающих изгибных напряжений [8].
Далее определяется эквивалентный радиус упругопластического изгиба (далее - УПИ) ρэкв из той же трубной стали, что и материал ОХГ, при котором изгибные деформации ΔεэквУПИ равны изменению изгибной деформации в стенке отводов ΔεизгОХГ:
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 Еρ (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 εi0, εi1, εi2 соответствующая интенсивности напряжений σi0, σi1, σi2 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).
Далее, в соответствии с [6] определяется величина изменения изгибных напряжений в стенке ОХГ с учетом переменного модуля упругости Eρ.
Следующим этапом является оценка величины ΔσизгОХГ: если она свыше 70% от предела текучести трубной стали σу (0,7⋅σу), то проводится дополнительный анализ первичных данных ВТД (магнитограмм) на предмет поперечно-ориентированных дефектов и при необходимости назначается шурфовое обследование участка трубопровода с ОХГ.
Таким образом, учитывая подобность напряженных состояний в стенке ОХГ при изменении радиуса кривизны с ρ1 до ρ2 и стенке трубы при УПИ при ρэквУПИ выполняется поиск потенциально опасных участков трубопроводов с ОХГ.
Апробация предполагаемого изобретения проводилась в ООО «Газпром трансгаз Уфа».
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 σu = 640 МПа; предел текучести σу = 490 МПа; относительное удлинение при разрыве δ5 = 20%.
По результатам ВТД 2015 и 2017 гг.определены геометрические характеристики ОХГ №№1-8 (Таблица 2): радиусы кривизны ОХГ ρ1, ρ2, углы поворота α1, α2. Индекс «1» относится к данным предпоследнего ВТД, индекс «2» относится к данным последнего ВТД.
По формуле (2) рассчитаны изменения изгибных деформаций ΔεизгОХГ(1-8) 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:
Е0 = 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:
- параметр n2:
- параметр n1:
При ΔεизгОХГ≤εе область работы металла - упругая, поэтому Ер=Е0=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).
Для ОХГ №5 и №6 работа металла при изменении радиусов кривизны происходит в области перехода от предела пропорциональности к пределу текучести, поскольку εе≤ΔεизгОХГ≤εy, т.е. Еρ становится переменным. Для этого случая напряжение в стенке ОХГ определяется по следующей зависимости [6]:
- для ОХГ №5:
- для ОХГ №6:
Проверка условия (σ5; σ6)≤0,7 σу: (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.
Claims (1)
- 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.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2790906C1 true RU2790906C1 (ru) | 2023-02-28 |
Family
ID=
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2603501C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния |
RU2656163C2 (ru) * | 2016-04-12 | 2018-05-31 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ оценки напряженно-деформированного состояния магистрального трубопровода с дефектными сварными стыками |
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 |
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2603501C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ определения потенциально опасных участков трубопровода, содержащих отводы холодного гнутья, с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния |
RU2656163C2 (ru) * | 2016-04-12 | 2018-05-31 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ оценки напряженно-деформированного состояния магистрального трубопровода с дефектными сварными стыками |
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 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук "Совершенствование методов оценки напряженнодеформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов с отводами холодного гнутья" / М.В. Закирьянов. - Уфа., 2019. Рекомендации по оценке прочности и устойчивости, эксплуатируемых магистральных газопроводов и трубопроводов, ОАО "Газпром". - Московская обл., 2006. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Amaya-Gómez et al. | Reliability assessments of corroded pipelines based on internal pressure–A review | |
Cosham et al. | The pipeline defect assessment manual | |
Cosham et al. | Best practice for the assessment of defects in pipelines–Corrosion | |
Macdonald et al. | Best practice for the assessment of defects in pipelines–gouges and dents | |
CN110765505B (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 | |
US20040031337A1 (en) | Pipeline inspection system | |
RU2656163C2 (ru) | Способ оценки напряженно-деформированного состояния магистрального трубопровода с дефектными сварными стыками | |
CN104807966A (zh) | 一种管廊管道剩余强度与剩余寿命计算方法 | |
Alashti et al. | Experimental and numerical investigation of ductile damage effect on load bearing capacity of a dented API XB pipe subjected to internal pressure | |
RU2554172C2 (ru) | Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода | |
Choi et al. | Comparison of computational and analytical methods for evaluation of failure pressure of subsea pipelines containing internal and external corrosions | |
Mousavi et al. | Failure pressure estimation error for corroded pipeline using various revisions of ASME B31G | |
Heggab et al. | Numerical sensitivity analysis of corroded pipes and burst pressure prediction using finite element modeling | |
Shirazi et al. | A review on current understanding of pipeline circumferential stress corrosion cracking in near-neutral PH environment | |
Rosenfeld et al. | Basis of the new criteria in ASME B31. 8 for prioritization and repair of mechanical damage | |
RU2790906C1 (ru) | Способ выявления потенциально опасных участков магистральных трубопроводов c отводами холодного гнутья | |
Zhang et al. | Reliability-Based Assessment of Cracked Pipelines Using Monte Carlo Simulation Technique With CorLAS™ | |
RU2686133C1 (ru) | Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода | |
Nahal et al. | Numerical model for estimating time-dependent reliability of a corroding pipeline over its lifetime | |
Korobkov et al. | Numerical modeling of a stress-strain state of a gas pipeline with cold bending offsets according to in-line inspection | |
Fazzini et al. | Influence of old rectangular repair patches on the burst pressure of a gas pipeline | |
Makhutov et al. | Development of status, strength and operating life diagnostics and monitoring methods for continuously operating oil trunk pipelines | |
Dinovitzer et al. | Strain-based pipeline design criteria review | |
Šulko et al. | Influence of additional factors on the integrity of pipelines with small corrosion defects | |
Zhu et al. | Corrosion assessment models for predicting remaining strength of corroded thick-walled pipelines |