Способ определения напряженно-деформированного состояния отводов холодного гнутья в составе длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов Российский патент 2024 года по МПК F16L1/28 F17D5/00 

Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов (далее - МТ), в частности к длительно эксплуатируемым магистральным газопроводам (МГ) с отводами холодного гнутья (далее - ОХГ).

Повороты оси МГ в вертикальной и горизонтальной плоскостях сооружаются с использованием кривых вставок - сегментных отводов, ОХГ, отводов горячего гнутья (СП 86.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России, 2014. -182 с. [1]).

Существующие способы оценки НДС, основанные на радиусах кривизны, кривые вставки (в том числе ОХГ) не охватывают (Диссертация [Электронный ресурс]: М.В. 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: 30.01.2024) [2]. В тоже время отмечается значительное количество аварий на участках МГ с ОХГ (Докутович, А.Б. О возможности прогнозирования различных видов стресс-коррозионных повреждений магистральных газопроводов ПАО «Газпром» / А.Б. Докутович, С.В. Коваленко, А.Н. Кузнецов и др.// Вести газовой науки. - №3 (27). - 2016. - С.64 - 78. [3], Азметов, Х.А. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов / Х.А. Азметов, И.А. Матлашов, А.Г. Гумеров. - СПб.: ООО «Недра», 2005. - 248 с. [4]). Сложность определения НДС ОХГ заключается в неизвестности начального радиуса кривизны ОХГ, поскольку он изменяется при эксплуатации ввиду продольных и изгибающих нагрузок на МТ [1]. В тоже время изгибная составляющая в общей картине НДС ОХГ является значительной величиной, на что указывает соответствующая статистика [3]. Поэтому совершенствование способов определения НДС ОХГ на участках МГ является актуальной задачей.

Современными средствами внутритрубного технического диагностирования (далее - ВТД) определяются радиус кривизны, угол поворота, длина, дистанция и часовое расположение максимального растяжения ОХГ (Таблица 1) (Отчет внутритрубного диагностирования газопровода DN 1400 мм. ООО «НПЦ «ВТД» - г. Березовский, 2023. - 1943 с. [5]). Схема с изображением геометрических параметров ОХГ, определяемых средствами ВТД, представлена на фиг. 1. На фиг. 1 приняты следующие обозначения D_н - наружный диаметр отвода; ρ - радиус изгиба отвода; α - угол поворота отвода; l₁, l₃ - длины прямых участков; l₂ - длина изогнутой части отвода.

Для каждого типа отвода данные сводятся в таблицу (таблица 1).

Для оценки НДС на криволинейных участках газопроводов 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 являются:

- 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.

Одним из аналогов изобретения является также способ, предложенный в работе [2], где для определяется изменение уровня изгибных напряжений на гнутой части ОХГ предлагается следующая зависимость:

где ρ_тек - текущий (измеренный) радиус кривизны ОХГ, м;

ρ_пред - предыдущий радиус кривизны ОХГ, м;

(E'J_z)_ОХГ - изгибная жесткость гнутой части ОХГ, Па⋅м⁴;

W - момент сопротивления поперечного сечения ОХГ, м³.

Использование аналога не позволяет определить изгибную жесткость гнутой части ОХГ в зависимости от его радиуса кривизны, кроме того, при работе металла за пределами пропорциональности, модуль упругости Е, входящий в состав формулы (1), становится переменным. Данные факты свидетельствуют о недостатках аналога.

Прототипом изобретения является (Пат. 2790906 Российская Федерация, МПК F16L 57/00. Способ определения потенциально опасных участков трубопроводов с отводами холодного гнутья/ Р.В. Закирьянов, А.В. Яровой, Е.Р. Огнев, И.М. Исламов, М.В. Закирьянов, Р.Х. Юсупов - №2022107305; заявл. 21.03.2022; опубл. 28.02.2023; Бюл. №7) [8] в соответствии с которым рассчитывается изменение изгибной деформации по следующей зависимости:

где ρ₁ - радиус кривизны ОХГ по результатам ВТД предпоследней ВТД, м;

ρ₂ - радиус кривизны ОХГ по результатам ВТД последней ВТД, м;

D_н - наружный диаметр ОХГ, м.

Далее определяется эквивалентный радиус упругопластического изгиба (далее - УПИ) ρ_экв из той же трубной стали, что и материал ОХГ, при котором изгибные деформации Δε_{экв УПИ} равны изменению изгибной деформации в стенке отводов Δε_{изг ОХГ}:

Следующим этапом является оценка величины Δσ_изгОХГ: если она свыше 70% от предела текучести трубной стали σ_у (0,7⋅σ_у), 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 ρ_эквУПИ выполняется поиск потенциально опасных участков трубопроводов с ОХГ. Недостатком прототипа является то, что он не предполагает оценку фактического НДС в ОХГ на момент проведения ВТД, а рассчитывает его изменение в период между двумя ВТД, тем самым определяя потенциальную опасность участка МТ с ОХГ.

Задачей изобретения является определение НДС ОХГ в составе длительно эксплуатируемых МГ в период между строительством и временем последнего внутритрубного технического диагностирования, тем самым учитывая полную накопленную деформацию за период эксплуатации с целью дальнейшего учета НДС стенки ОХГ при оценке опасности аномалий основного металла и кольцевых сварных соединений, выявленных по результатам ВТД.

Технический результат достигается тем, что по результатам последнего ВТД на участке МГ определяется радиус кривизны ρ_{ОХГ ВТД} и угол поворота α_{ОХГ ВТД} ОХГ на основании которых рассчитывается длина изогнутой части ОХГ, проводится анализ исполнительно-технической документации на участок МГ с целью определения начальных геометрических параметров ОХГ: угла поворота α_{ОХГ стр.} и радиуса кривизны ρ_{ОХГ стр.} при сооружении МГ. По начальным и текущим геометрическим параметрам ОХГ определяется величина эквивалентных напряжений, которая сравнивается с допускаемыми по нормам проектирования трубопроводов и делается вывод о степени опасности участка с ОХГ по его нагруженности.

Предлагается следующий алгоритм:

1) определяется длина изогнутой части ОХГ l_{кр. ОХГ} по данным ВТД по следующей формуле в соответствии с фиг. 1:

где ρ_{ОХГ ВТД} - радиус изгиба ОХГ по ВТД, м;

α_{ОХГ ВТД} - угол изгиба ОХГ по ВТД, град.

Учитывая, что изогнутая часть ОХГ, образуемая при его гибке и измеряемая средствами ВТД, остается постоянной в процессе эксплуатации, и, используя формулу (4), можно записать:

где ρ_{ОХГ стр.} - радиус изгиба ОХГ при монтаже, м;

α_{ОХГ стр.} - угол изгиба ОХГ при монтаже, град.

2) проводится анализ исполнительно-технической документации на участок МГ с целью определения угла ОХГ α_{ОХГ стр. ,} при его монтаже (на этапе строительства);

3) определяется радиус изгиба ОХГ при монтаже на основе формулы (5):

4) определяется величина изгибной деформации в стенке ОХГ по следующей зависимости:

D_н- наружный диаметр ОХГ, м,

и производится дальнейший расчет НДС ОХГ с учетом изменения параметров упругости трубной стали в соответствии с рекомендациями [6].

5) принятие решения о дальнейшей эксплуатации участка газопровода на основании максимального значения коэффициента нагруженности, определенного с внешней и внутренней стороны ОХГ в соответствии с таблицей 2 рекомендаций [6].

Апробация данного способа проводилась в ООО «Газпром трансгаз Уфа» на одном из газопроводов номинальным диаметром DN1400 (ОХГ с номером по ВТД №4075). Криволинейный участок МГ DN1400 сооружен с использованием ОХГ с толщинами стенок δ=19,5 мм. Внутреннее давление газа в МГ при ВТД ρ=6,0 МПа. Температурный перепад, равный разнице между температурой эксплуатации и температурой замыкания сварного шва при строительстве участка ΔT=4°С. По результатам выполненной ВТД МГ, определены геометрические характеристики ОХГ 4075 (таблица 1). Далее, в соответствии с предлагаемым порядком проведен анализ исполнительно-технической документации, в частности по продольному профилю участка МГ и сварочному журналу определен угол ОХГ №4075 при монтаже α_{ОХГ стр.} = 6° (паспорт отвода 4118) (фиг. 2, пикетаж ПК 2687).

Механические свойства трубной стали ОХГ №4075: предел прочности σ_u=640 МПа, предел текучести σ_у=490 МПа, относительное удлинение при разрыве δ₅=20%, модуль упругости стали ОХГ E₀=206000 МПа. Коэффициенты принимаемые в соответствии с [7]: коэффициент надежности по ответственности трубопровода k_н=1,1, коэффициент условий работы трубопровода m=0,75.

По формуле (4) определены длины изогнутой части ОХГ l_{кр. ОХГ} по данным ВТД для ОХГ 4075:

Для ОХГ №4075 длина гнутой части дополнительно определена по данным геодезического позиционирования (фиг. 3) l_{кр. ОХГ} геод.=6,6 м. Таким образом, данные ВТД (6,53 м) и геодезического позиционирования (6,6 м) соответствуют друг другу.

По формуле (6) определены радиусы изгиба ОХГ №4075 после изготовления:

Величина изгибной деформации в стенке ОХГ №4075 с внешней стороны:

Параметры, необходимые для расчета изгибных напряжений в стенке ОХГ определяются в соответствии с [6]:

- деформация, соответствующая пределу текучести:

- деформация, соответствующая пределу пропорциональности:

- деформация, соответствующая пределу прочности:

- касательный модуль Е*:

- параметры нелинейного упрочнения:

- параметр n₂:

Сравнивая величины изгибной деформации (по модулю) и деформации, соответствующей пределу пропорциональности, можно сделать вывод о переходе работы металла в стадию упругопластических деформаций, т.к.:

и необходимости учета перемены модуля упругости и коэффициента Пуассона стали трубы.

Переменные параметры упругости для внутренней и внешней стороны ОХГ определены итерационным методом в соответствии с рекомендациями [6]: E_внутр=197645,51 МПа, v_внутр=0,3081, E_внешн=175573,82 МПа, v_внешн=0,3295.

Фибровые продольные напряжения с внутренней стороны ОХГ 4075:

Фибровые продольные напряжения с внешней стороны ОХГ 4075:

Величины фибровых продольных напряжений показывают, что внутренняя сторона ОХГ находится в зоне растяжения, а внешняя - в зоне сжатия. Действительно, это также подтверждается увеличением радиуса изгиба ОХГ в процессе эксплуатации с 62,3 до 74,84 м.

Эквивалентные напряжений на внутренней (растянутой) стороне ОХГ 4075:

Эквивалентные напряжений на внешней (сжатой) стороне ОХГ 4075:

Расчетное сопротивление сжатию (растяжению) металла трубы, определяется по следующей зависимости:

где - нормативный минимальный предел текучести.

Уровень напряженного состояния участка оценивается с помощью коэффициента нагруженности K [6]:

Решение о дальнейшей эксплуатации участка газопровода принимается на основании максимального значения коэффициента нагруженности K=1,137 в соответствии с таблицей 2: «Корректировка положения оси участка газопровода в соответствии с плановым ремонтом. До планового ремонта требуется периодическое техническое обследование участка».

Таким образом, определен уровень НДС стенки ОХГ, в том числе изгибные напряжения в стенке ОХГ, находящегося в составе длительно эксплуатируемого МГ на момент проведения диагностического обследования. Участок относится к потенциально опасному, поскольку величина расчетных эквивалентных напряжений на участке выше, чем предусмотрено документами по проектированию [7]. С учетом определения картины НДС участка МГ с ОХГ по предлагаемому алгоритму возможно дальнейшее проведение уточненной оценки степени опасности аномалий труб и кольцевых сварных соединений по действующим нормативным документам.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. СП 86.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 111-42-80* Магистральные трубопроводы. - М.: Минстрой России, 2014. - 182 с.

2. Закирьянов, М.В. Совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов с отводами холодного гнутья: дис.…канд. техн. наук: 25.00.19/ Закирьянов Марс Васильевич. - Уфа, 2019. - 140 с.

3. Докутович, А.Б. О возможности прогнозирования различных видов стресс-коррозионных повреждений магистральных газопроводов ПАО «Газпром» / А.Б. Докутович, С.В. Коваленко, А.Н. Кузнецов и др.// Вести газовой науки. - №3 (27). - 2016. - С. 64 - 78.

4. Азметов, Х.А. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов / Х.А. Азметов, И.А. Матлашов, А.Г. Гумеров. - СПб.: ООО «Недра», 2005. -248 с.

5. Отчет внутритрубного диагностирования газопровода DN1400 мм. ООО «НПЦ «ВТД» - г. Березовский, 2023. - 1943 с.

6. Рекомендации по оценке прочности и устойчивости, эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС (утверждены начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 24.11.2006). - 61 с.

7. СП 36.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. - М.: Госстрой России, 2013. - 97 с.

8. Пат. 2790906 Российская Федерация, МПК F16L 57/00. Способ определения потенциально опасных участков трубопроводов с отводами холодного гнутья/ Р.В. Закирьянов, А.В. Яровой, Е.Р. Огнев, И.М. Исламов, М.В. Закирьянов, Р.Х. Юсупов - №2022107305; заявл. 21.03.2022; опубл. 28.02.2023; Бюл. №7.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, в частности к длительно эксплуатируемым магистральным газопроводам (МГ) с отводами холодного гнутья (далее – ОХГ). Способ включает определение напряженно-деформированного состояния (НДС) ОХГ в составе длительно эксплуатируемых МГ с целью назначения ремонта участка МГ. По результатам последнего внутритрубного технического диагностирования (ВТД) на участке МГ определяют радиус кривизны ОХГ и угол поворота ОХГ, на основании которых рассчитывают длину изогнутой части ОХГ. По анализу исполнительно-технической документации на участок МГ определяют начальные геометрические параметры ОХГ: угол поворота и радиус кривизны при сооружении МГ. По начальным и текущим геометрическим параметрам ОХГ определяют величины эквивалентных напряжений, которые сравнивают с допускаемыми по нормам проектирования трубопроводов и делают вывод о степени опасности участка с ОХГ по его нагруженности. При значении коэффициента нагруженности K > 1,20 выводят участок МГ из эксплуатации и выполняют последующий ремонт. 3 ил., 2 табл.

Способ определения напряженно-деформированного состояния отводов холодного гнутья в составе длительно эксплуатируемых магистральных газопроводов для ремонта участка газопровода, включающий определение длины изогнутой части отвода холодного гнутья по результатам внутритрубного технического диагностирования или геодезического позиционирования на криволинейном участке магистрального газопровода, определение начального радиуса кривизны отвода холодного гнутья при его монтаже через длину изогнутой части, заключающийся в определении эквивалентных напряжений в стенке отвода холодного гнутья и коэффициента нагруженности K участка газопровода на основе изменения радиуса его кривизны в период между строительством и временем внутритрубного технического диагностирования, и, в зависимости от найденной величины принятие решения о ремонте участка: при 1,00<K≤1,20 – корректируют положение оси участка газопровода в соответствии с плановым ремонтом, при этом до планового ремонта требуется периодическое техническое обследование участка; при K>1,20 – выводят участок газопровода из эксплуатации и выполняют последующий ремонт.