Способ оценки степени опасности дефектных кольцевых стыков на магистральных газопроводах Российский патент 2024 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) с дефектными кольцевыми стыками (далее - ДКС), которые выявляются при проведении планового внутритрубного технического диагностирования (далее - ВТД).

Согласно (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. ) [1], по данным ВТД, все выявленные дефекты (в том числе и ДКС), по степени опасности подразделяются на 3 категории:

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

- «в» - 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);

- «с» - дефекты, допустимые при эксплуатации трубопровода без наружного обследования, до следующего пропуска снаряда ВТД.

В качестве ПОУ рассматриваются участки МГ с ДКС, расположенными на участках с ненормативными радиусами изгиба менее 1000D, где D - диаметр газопровода. Согласно (СП 86.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России, 2014. - 182 с. ) [2] минимально допустимые радиусы упругого изгиба МГ при укладке в траншею должны быть 1000D и более.

Согласно (СП 36.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. - М.: Госстрой России, 2013. -97 с. ) [3] изгибные напряжения определяют по формуле:

где Е - 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.

Критерий, по оценке степени опасности ненормативных радиусов изгиба, использован в отчетах ВТД (Техническое задание на проведение работ по внутритрубной диагностике на объектах линейной части газопроводов ПАО «Газпром», утвержденное заместителем председателя правления ПАО «Газпром» 26.04.2017 года) [4]:

- «а» - упруго-пластическая зона, радиус изгиба 250D и менее (изгибные напряжения - 400 МПа и более). Такие участки, при расчете, в соответствие с [3] будут квалифицированы как недопустимые для эксплуатации - подлежит незамедлительному ремонту независимо от наличия ДКС;

- «в» - упругая и упруго-пластическая зона, с радиусом изгиба (500D -250D), изгибные напряжения, составляют (200...400 МПа [3]) требуют специального расчета НДС, подлежит обследованию в плановом порядке;

- «с» - упругая зона, с ненормативным радиусом упругого изгиба 500D-1000D, но непосредственной опасности разрушения нет, поэтому НДС таких участков будет отслеживаться по данным последующих ВТД [4]. Согласно [3] такой радиус соответствует безопасному уровню изгибных напряжений в зоне растяжения трубопровода.

Прототипом является (Оценка степени опасности дефектных кольцевых стыков на магистральных газопроводах. Р.В. Закирьянов, А.В. Яровой, Р.Х. Юсупов, Т.А. Бакиев, М.В. Закирьянов, И.М. Исламов, Г.Р. Аскаров, P.M. Аскаров) [5]. В ней отмечены особенности распределения изгибных напряжений на участках с радиусом упругопластического изгиба.

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. ) [6] известно, как распределяются напряжения на участке трубопровода с радиусом упругопластического изгиба (под воздействием изгибающего момента) -фиг. 1.

Из фиг. 1 следует, если изгиб газопровода 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 часах (нейтральная линия) изгибные напряжения равны нулю. Таким образом, применительно к ДКС наибольшую опасность представляют растягивающие напряжения, в 1/2 периметра сварного соединения от 9 до 3 часов.

Недостатком прототипа является то, что он ограничивает определением ДКС в сжимающей зоне периметра трубы, между тем, согласно (СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. ООО «Газпром экспо». М.: 2014, -227 с. ) [7] распространяется на ДКС при нормативных изгибных напряжениях 1000D и более и такие зоны в растягивающей зоне имеются, фиг 1, от 0 (нейтральная линия 3-9 часов) до 103 МПа (1000D по формуле (1). Кроме того, отраслевые нормы [4] допускают радиусы изгиба категории «с» до 206 МПа (500D по формуле (1)) с ресурсом до результатов очередного ВТД. Таким образом, ДКС [1], находящиеся в зоне нормативных напряжений, фиг 1 [7], а радиусы изгиба от (500-1000)D по отраслевым нормам [4] допустимы и могут не направляться на идентификацию в шурфах. Таким образом, «красная зона», где расположение ДКС недопустимое по критериям безусловной отбраковки [7] сужается до области по обе стороны от точки максимального растяжения и зависят от величины радиуса изгиба.

Задачей изобретения является оценка степени опасности ДКС на участках МГ с ненормативным радиусом изгиба (зона растяжения).

Технический результат достигается тем, что проводится оценка степени опасности дефектного кольцевого стыка на участке МГ, с ненормативным радиусом изгиба МГ 500D и более, заключающаяся в анализе результатов внутритрубного технического диагностирования для назначения на идентификацию в шурфах, согласно которому периметр трубы делится на две зоны, сжатия и растяжения, при этом ДКС в сжимающей зоне, идентификации в шурфах не подлежит, отличающуюся тем, что проводится дополнительный анализ зоны растяжения, с разделением ее, на зоны с радиусом изгиба нормативным 1000D и более, и допустимым, по отраслевым нормативам (500-1000)D, на предмет совпадения геометрических и часовых координат ДКС с этими зонами, что позволяет не относить их к критериям безусловной отбраковки, а значит, по результатам дополнительного анализа, идентификацию в шурфах допускается не проводить.

Апробация предлагаемого изобретения проводилась в ООО «Газпром трансгаз Уфа».

Пример фиг. 2. По журналу выявленных аномалий газопровода DN1400 (Отчет внутритрубного диагностирования газопровода DN1400 мм. ООО «НПЦ «ВТД» - г. Березовский, 2020. - 1411 с. ) [8].

Характеристика ДКС трубы № 5214. Категория «с» [1], состоит из двух ДКС, суммарная протяженность которых составляет Σ=968+868=1836 мм, что больше допустимого по [7, критерий безусловной отбраковки] 1/6 периметра (732 мм), радиус категории «вρ» [4] недопустимого по [7, критерий безусловной отбраковки], таким образом, по двум критериям [7] (протяженность ДКС, ненормативный радиус изгиба), подлежит безусловной отбраковке.

Согласно [1] ДКС категории «с», допускается не идентифицировать, а отлеживать по данным последующего ВТД. Согласно [4], участок категории «вρ» подлежит обследованию в плановом порядке, для наглядности пример представим на схеме, фиг. 3 (расчет проводится по разработанной программе, где учтены требования нормативных документов [1, 4, 7]). Точка максимального растяжения находится на 11 час 36 мин, категории «в»=398D [4], значит граница зон сжатия и растяжения от 2 час 36 мин до 8 час 36 мин [5].

Зона, на которую распространяется норматив [2, 7] - 1000D и более (103 МПа) составляет от 1 час 50 мин до 9 час 20 мин.

Зона, на которую распространяется норматив [4] - (1000-5 00)D (206 МПа) составляет от 12 час 52 мин до 10 час 20 мин.

ДКС №1, протяженностью 968 мм («с»), протяженность 2 час 36 мин (больше 1/6 периметра трубы) центр 4 часа 58 мин, целиком находится в сжатой зоне [5], расположен 4 часа 58 мин±1 час 18 мин, т.е. от 3 часа 40 мин до 6 час 16 мин, на схеме фиг. 3 изображена в виде хорды зеленого цвета.

ДКС №2, протяженностью 868 мм («с»), центр 7 часов 54 мин, протяженностью 2 часа 20 мин (больше 1/6 периметра трубы) [7], 7 часов 54 мин±1 час 10 мин, от 6 час 44 мин до 9 час 04 мин, т.е. находится в зоне сжатия 1 час 50 мин [5], в зоне растяжения 30 мин. Нормативная зона [2, 7] от 8 час 36 мин до 9 часов 25 мин, при зоне дефекта до 9 часов 6 мин, не подлежит идентификации в шурфах, на схеме фиг. 3 изображена в виде хорды зеленого цвета.

Таким образом, ДКС на трубе № 5214 по нормативам [7], подлежащий безусловной отбраковке по двум критериям, при анализе степени его опасности в зоне растяжения, с использованием настоящего технического решения, идентификации в шурфах не подлежит.

Изобретение относится к области эксплуатации магистральных газопроводов, в частности к эксплуатации потенциально опасных участков с дефектными кольцевыми стыками, которые выявляются при проведении планового внутритрубного технического диагностирования (ВТД). Задачей изобретения является оценка степени опасности дефектных кольцевых стыков на участках магистральных газопроводов с ненормативным радиусом изгиба 500D и более, где D - диаметр газопровода. Способ заключается в анализе результатов ВТД для назначения на идентификацию в шурфах. Периметр трубы делится на две зоны: сжатия и растяжения. Дефект кольцевого стыка в сжимающей зоне идентификации в шурфах не подлежит. В зоне растяжения проводят дополнительный анализ с выделением из нее зон с радиусом изгиба, нормативным 1000D и более, допустимым по отраслевым нормативам 500-1000D, и зон с радиусом изгиба менее 500D на предмет совпадения геометрических и часовых координат дефекта кольцевых стыков с этими зонами. В случае совпадения геометрических и часовых координат дефектов кольцевых стыков в зонах растяжения с радиусом изгиба 1000D и более и 500-1000D идентификацию в шурфах допускается не проводить до следующего пропуска снаряда ВТД. В случае совпадения геометрических и часовых координат дефекта кольцевых стыков с зоной растяжения и радиусом изгиба менее 500D проводят идентификацию в шурфах. 3 ил.

Способ оценки степени опасности дефектного кольцевого стыка на участке с ненормативным радиусом изгиба магистрального газопровода 500D и более, где D - диаметр газопровода, заключающийся в анализе результатов внутритрубного технического диагностирования для назначения на идентификацию в шурфах, согласно которому периметр трубы делится на две зоны, сжатия и растяжения, при этом дефект кольцевого стыка в сжимающей зоне идентификации в шурфах не подлежит, отличающийся тем, что проводится дополнительный анализ зоны растяжения с выделением из нее зон с радиусом изгиба, нормативным 1000D и более, а также допустимым по отраслевым нормативам 500-1000D, и зон с радиусом изгиба менее 500D, на предмет совпадения геометрических и часовых координат дефекта кольцевых стыков с этими зонами, при этом в случае совпадения геометрических и часовых координат дефекта кольцевых стыков, допустимых при эксплуатации трубопровода без наружного обследования, до следующего пропуска снаряда внутритрубного технического диагностирования, с зонами 1000D и более и 500-1000D, идентификацию в шурфах допускается не проводить; в случае совпадения геометрических и часовых координат дефекта кольцевых стыков с зоной с радиусом изгиба менее 500D проводят идентификацию в шурфах.