Способ оценки степени опасности дефектных кольцевых стыков на магистральных газопроводах Российский патент 2023 года по МПК F17D5/00 F16L1/28 

Изобретение относится к области эксплуатации магистральных газопроводов (далее - МГ), в частности к эксплуатации потенциально опасных участков (далее - ПОУ) МГ с дефектными кольцевыми стыками (далее - ДКС).

В качестве ПОУ рассматриваются участки МГ с ДКС, выявленными при плановом внутритрубном техническом диагностировании (далее - ВТД), расположенными на участках с радиусами изгиба менее 1000D (где D - диаметр газопровода). Стоит отметить, что согласно (СП 86.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России, 2014. - 182 с.) [1] минимально допустимые радиусы упругого изгиба МГ при укладке в траншею должны быть не менее 1000D.

В соответствии с (пат. 2656163 Российская Федерация, МПК⁷ F16L 1/028, F17D 5/00. Способ оценки напряженно-деформированного состояния магистрального трубопровода с дефектными сварными стыками/ Р.Н. Бахтизин, Ш.Г. Шарипов, Р.М. Аскаров, С.К. Рафиков, Т.А. Бакиев, Г.Р. Аскаров, Г.С. Шарнина - № 2016114205; заявл. 12.04.2016; опубл. 31.05.2018, Бюл. № 16.) [2] оценку работоспособности изогнутых участков с ДКС выполняют по результатам ВТД, среди которых выделяют выпуклые, вогнутые участки и участки горизонтального поворота с непроектными радиусами упругого изгиба, т.е. менее 1000D. Отдельно для каждого типа изогнутого участка вычисляют допускаемые по пределу текучести металла радиусы упругого изгиба ρ_min при заданном внутреннем давлении и температурном перепаде. Напряжения в стенке трубы вычисляют с учетом радиусов изгиба ρ, установленных ВТД и лежащих в интервале ρ_min≤ρ<1000D для каждого участка МГ отдельно. Технический результат: упрощение оценки напряженно-деформированного состояния (далее - НДС) при идентификации дефектных сварных стыков на участках упругого изгиба.

Недостатками данного способа являются:

- расчет НДС МГ практически ручной по формулам (СП 36.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. - М.: Госстрой России, 2013. - 97 с.) [3], между тем, в настоящее время, в отчетах ВТД на участках МГ с ДКС, представлены минимальный радиус изгиба и его часовая координата максимального растяжения (Отчет внутритрубного диагностирования газопровода
DN 1400 мм. ООО «НПЦ «ВТД» - г. Березовский, 2020. - 1411 с.) [4];

- акцент сделан на расчет НДС участка МГ с ДКС и нет оценки степени опасности ДКС.

В комментариях к ДКС (фиг. 1), расположенных на ПОУ с радиусами упругопластического изгиба МГ менее 1000D в отчетах по ВТД указываются радиус изгиба и максимальное растяжение в часовых координатах [4].

Согласно формулам [3] изгибные напряжения определяют по формуле:

где E - модуль упругости трубной стали, МПа;

D - диаметр газопровода, м;

ρ - радиус упругого изгиба участка, м.

Таким образом, на участке МГ, где радиус ρ минимальный, напряжения максимальные.

Из курса сопротивления материалов (Ю.А. Окопный, Механика материалов и конструкций: учебник для вузов/ Ю.А. Окопный, В.П. Радин, В.П. Чирков. - М.: Машиностроение, 2001. - 408 с.) [5] известно, как распределяются напряжения на участке МГ с радиусом упругопластического изгиба (под воздействием изгибающего момента) - фиг. 2.

Из фиг. 2 следует, если изгиб МГ расположен «выпуклостью вверх», то максимальные изгибные напряжения σ_раст действуют на 12 часах (в зоне растяжения). На 6 часах действуют максимальные сжимающие напряжения σ_сж. На 3 и 9 ч (на нейтральной линии) изгибные напряжения равны нулю. Таким образом, применительно к ДКС наибольшую опасность представляют растягивающие напряжения.

Диагностическое обследование ДКС в шурфах проводится согласно нормативному документу (СТО Газпром 2-2.4-083-2006. Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов - Введ. 2007-02-20. - М.: ИРЦ «Газпром», 2006. - 126 с.) [6], который устанавливает порядок проведения неразрушающего контроля, методы, объемы и нормы оценки качества сварных соединений, выполненных дуговыми способами сварки, в том числе вновь сваренных (при строительстве, капитальном ремонте и реконструкции МГ). Для ДКС, находящихся в эксплуатации пять и более лет нормы оценки качества устанавливается (СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. - Введ. 2014-03-17. - М.: ООО «Газпром экспо», 2014. - 226 с.) [7].

Например, нормы оценки качества для ДКС с дефектами типа «поры» представлены на фиг. 3, браковочные признаки в столбцах 7, 8. ДКС подлежит ремонту, если суммарная протяженность всех выявленных дефектов меньше 1/6 части периметра сварного соединения, в противном случае ДКС подлежит вырезке.

По фиг. 3 видно, что ДКС, в данном случае дефекты в виде пор (обозначение Аа), ослабляют поперечное сечение кольцевого стыка - это означает, что, при возникновении растягивающих напряжений, с большой долей вероятности, разрушение произойдет по этой зоне сварного стыка, если ДКС в зоне сжимающих напряжений вероятность разрушения минимальна.

При оценке качества сварного соединения используется (ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств. - Введ. 1967-01-01. - М.: ФГУП «Стандартинформ», 2005. - 45 с.) [8], согласно которому устанавливаются методы определения механических свойств сварного стыка - виды испытаний, среди которых можно отметить 2 пункта:

пункт 1.1 «а»: испытание сварного соединения на статическое (кратковременное) растяжение;

пункт 1.1 «д»: испытание сварного соединения на статическое растяжение.

Сопротивление растягивающим напряжениям - один из основных факторов, который должен быть обеспечен сварным соединением. Поэтому, если ДКС находятся в зоне растягивающих напряжений, то они могут привести к разрушению кольцевого стыка, а если в зоне нейтральной линии или сжимающих напряжений, то их разрушение, теоретически и практически маловероятны.

Прототипом является (СТО Газпром 2-2.3-1050-2016. Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования. - Введ. 2016-04-04. - СПб.: ООО «Газпром экспо», 2018. - 68 с.) [9]. Все выявленные дефекты (в том числе на кольцевых стыках газопровода) по степени опасности подразделяются на 3 категории:

a - дефекты, подлежащие наружному обследованию в кратчайшие сроки, газопровод с такими дефектами находится в предаварийном состоянии;

b - дефекты, подлежащие наружному обследованию в плановом порядке, данные дефекты могут быть причиной аварии (сроки наружного обследования таких дефектов определяются исходя из ожидаемого роста их размеров и опасности при предположении сохранения текущего режима эксплуатации газопровода;

c - дефекты, допустимые при эксплуатации газопровода без наружного обследования.

Примеры оценки степени опасности ДКС в соответствии с [9] приводятся в (М.В. Чучкалов, Р.Х. Юсупов, Г.Р. Аскаров, Р.Н. Бахтизин, С.В. Китаев, Р.М. Аскаров. Характеристика дефектности сварных соединений магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 2017. - № 4. - С. 43-47) [10].

Недостатком прототипа является то, что он предписывает проводить диагностическое обследование в шурфах в зависимости от степени опасности ДКС, т.е. «а», «b» и «с», без учета геометрических размеров дефектов, часовой координаты положения дефектов в кольцевом стыке и максимального растяжения изогнутого участка МГ.

Задачей изобретения является оценка степени опасности ДКС на ПОУ с радиусами изгиба МГ менее 1000D и его назначение к диагностическому обследованию в шурфах при проведении анализа результатов данных ВТД на основе учета геометрических размеров дефектов, часовой координаты положения дефектов в кольцевом стыке и максимального растяжения изогнутого участка МГ.

Технический результат достигается тем, что в способе оценки степени опасности ДКС на участке с радиусом изгиба магистрального газопровода, выявленного по результатам данных внутритрубного технического диагностирования, выполняют анализ данных этого диагностирования на предмет назначения на проведение диагностического обследования ДКС в шурфах, в соответствии с требованиями нормативного документа. Способ отличается тем, что проводится дополнительный анализ совпадения зоны ДКС с зоной минимального радиуса изгиба с максимальными изгибными напряжениями, растягивающими или сжимающими. В случае, если ДКС находится в зоне сжимающих напряжений, то его диагностическое обследование в шурфах допускается не проводить. В случае, если дефектный кольцевой стык находится в зоне растягивающих напряжений, то проводят его диагностическое обследование в шурфах.

Апробация предполагаемого изобретения проводилась на объектах линейной части МГ ООО «Газпром трансгаз Уфа».

Пример 1. По журналу выявленных аномалий МГ DN 1400 [4] (фиг. 1) видно, что аномалии кольцевого шва трубы № 1772 категории «b» расположены на часовых координатах 5,0-6,0 ч и 8,9-9,7 ч. В то же время в комментариях к аномалиям по данному ДКС написано, что «Аномалия находится на упругопластическом изгибе: R=337D, максимальное растяжение на 5,7 ч» и «Смещение кромок. Наружу. Величина смещения - 3,9 мм. Аномалия находится на упругопластическом изгибе: R=337D, максимальное растяжение на 5,7 ч» соответственно. Это означает, что участок изгиба МГ преимущественно направлен «выпуклостью вниз» и соответственно дефект на часовых координатах 5,0-6,0 ч находится в зоне растягивающих напряжений, а дефект на 8,9-9,7 ч в зоне нейтральной линии (фиг. 2). Обобщая результаты анализа данных ВТД для трубы № 1772 можно констатировать, что требуется его диагностическое обследование в шурфах.

Пример 2. По журналу выявленных аномалий МГ DN 1400 [4] (фиг. 1) видно, что аномалия кольцевого шва трубы № 5152аа категории «b» расположена на часовых координатах 10,6-12,0 ч. В то же время в комментариях к данному ДКС написано, что «Внутришовный дефект. Толщины: 18,7/16,5 мм. Аномалия находится на отводе. Аномалия находится на упругопластическом изгибе: R=268D, максимальное растяжение на 5,7 ч». Это означает, что участок изгиба МГ преимущественно направлен «выпуклостью вниз» и соответственно дефект на часовых координатах 10,6-12,0 ч находится в зоне сжимающих напряжений (фиг. 2), а это означает, что опасность разрушения, рассматриваемого ДКС минимальна - диагностическое обследование в шурфах не требуется.

Изобретение относится к области эксплуатации магистральных газопроводов и может быть использовано для оценки степени опасности дефектных кольцевых стыков на потенциально опасных участках с радиусами изгиба магистрального газопровода менее 1000D, где D - диаметр трубопровода. Способ заключается в анализе данных внутритрубного технического диагностирования на предмет назначения на проведение диагностического обследования дефектного кольцевого стыка в шурфах. Проводится дополнительный анализ совпадения зоны дефектного кольцевого стыка с зоной минимального радиуса изгиба с максимальными изгибными напряжениями, растягивающими или сжимающими. В случае если дефектный кольцевой стык находится в зоне сжимающих напряжений, то его диагностическое обследование в шурфах допускается не проводить. В случае если дефектный кольцевой стык находится в зоне растягивающих напряжений, то проводят его диагностическое обследование в шурфах. 3 ил.

Способ оценки степени опасности дефектного кольцевого стыка на участке с радиусом изгиба магистрального газопровода, выявленного по результатам данных внутритрубного технического диагностирования, заключающийся в анализе данных этого диагностирования на предмет назначения на проведение диагностического обследования дефектного кольцевого стыка в шурфах, в соответствии с требованиями нормативного документа, отличающийся тем, что проводится дополнительный анализ совпадения зоны дефектного кольцевого стыка с зоной минимального радиуса изгиба с максимальными изгибными напряжениями, растягивающими или сжимающими, и в случае если дефектный кольцевой стык находится в зоне сжимающих напряжений, то его диагностическое обследование в шурфах допускается не проводить, а в случае если дефектный кольцевой стык находится в зоне растягивающих напряжений, то проводят его диагностическое обследование в шурфах.