CC BY
202
Рис. 2. Эквивалентные напряжения по Мизесу в модели трубы 1220х12,5 с коррозионным дефектом 350х25 мм
I
Рис. 3. Зависимость эквивалентных напряжений по Мизесу от величины внутреннего давления для различных случаев потери металла (зона дефекта)
для труб со сроками эксплуатации от 6 до 30 лет. В [12] отмечается неоднозначность прогнозных результатов для образцов из термоупрочненной стали, также отмечают целесообразность оперировать не нормативными показателями механических свойств, а значениями, полученными в ходе статистической обработки сертификатных данных.
Во-вторых, при сравнении с результатами из [12] моделируется максимальный по размерам одиночный коррозионный дефект и неизвестно о степени овализации трубы, степени влияния других дефектов, наличии трещинопо-добных дефектов и т.д.
В третьих, величины разрушающего и допустимого давлений при моделировании, приняты при достижении напряжений, равных ов и от соответственно хотя бы в одном из узлов КЭ модели (рис. 2).
Принимая во внимания вышесказанное, результаты моделирования можно считать удовлетворительными.
Определение разрушающего и допустимого давлений для одиночного коррозионного дефекта при учете напряжений от внутреннего давления
Для определения разрушающего и допустимого давлений для одиночного коррозионного дефекта были построены их КЭ-модели. В работе рассматривался кор озион-ный дефект прямоугольной формы длиной l = 125 мм и шириной b = 170 мм, обнаруженный по результатам ВТД на МГ Он = 1220 мм, на трубе из стали 10Г2ФБЮ с толщиной стенки 8 = 9,5 мм. Потеря металла d, для каждой КЭ-модели составляла 10, 15, 20, 25, 30, 35% от толщины стенки соответственно. Трубопровод принят III категории: коэффициент надежности по давлению np =1 ,1, коэффициент условий работы m = 0,99, коэффициент надежности по материалу k1 = 1,34, коэффициент надежности по ответственности трубопровода кн = 1,155 [13]. Согласно [1] тип, расположение, ориентацию и размеры коррозионных повреждений в основном металле труб и сварных соединениях, а также расстояние между дефектами в окружном и осевом направлениях устанавливают по данным ВТД. Для проверки адекватности модели оценка степени опасности дефекта также выполнена в соответствии со
стандартами: СТО Газпром 2-2.3-112-2007 [1], DNV-RP-F101 [7], ASME B31G [8].
Напряжения рассматривались в центре дефекта в виде эквивалентных напряжений по Мизесу oeqv. Величина эквивалентных напряжений по Мизесу определяется как
Jeqv
(сг1 -Ü2) + (2 ) + (з -°l)2
(9)
где о1, о2, о3 - главные напряжения в рассматриваемом узле.
Зависимости, представленные на рис. 3, были аппроксимированы полиномиальными функциями пятой степени
Таблица 2
Величина разрушающего давления для различного случая потери металла, МПа
Стандарт 10% 15% 20% 25% 30% 35%
[1], [7] 9,87 9,77 9,66 9,54 9,4 9,25
[8] 8,2 8,11 8,00 7,9 7,79 7,67
Модель
9,73 9,49 9,35 9,2 9,06 8,89
Таблица 3
Величина безопасного давления для различного случая потери металла, МПа
Стандарт 10% 15% 20% 25% 30% 35%
[1] 6,470 6,405 6,332 6,252 6,163 6,063
[7] 6,395 6,330 6,259 6,179 6,091 5,993
[8] 5,909 5,840 5,767 5,690 5,609 5,524
Модель 7,229 7,001 6,769 6,49 6,255 5,958
|Рис. 4. Зависимость допустимого давления на участке МГ от величины потери металла для дефекта 125х170 мм
Рис. 5. Зависимость величины накопленной пластической деформации от эквивалентного напряжения по Мизесу оецу в
зоне коррозии
с достоверностью не менее Я2 = 0,998. Для нахождения разрушающего давления, функция вида Ах5 + Вх4 + Сх3 + йх2 + Ех + Г = 0 для каждого случая потери металла приравнивалась к овр, а для допустимого давления к от.
Из рис. 4 видно, что с увеличением глубины коррозии допустимое давление на участке МГ снижается. По результатам моделирования это происходит быстрее, чем по нормативным документам.
При принятых коэффициентах в расчете допустимого давления разница между величинами допустимых давлений по результатам моделирования в сравнении с [1] составила до 10,5%, причем минимальная погрешность (до 4%) наблюдается в диапазоне с потерей металла от 25% от толщины стенки трубы.
При расчете допустимого давления в [1] необходимо принять величины коэффициентов п т, к1, кн согласно [13]. Так, в зависимости от категории трубопровода коэффициент т изменяется от 0,66 до 0,99, значение коэффициента k1 изменяется от 1,34 до 1,55. В связи с этим разница между величинами допустимых давлений, определенных по [1] и по результатам моделирования, для трубопроводов I и II категорий будет еще больше.
острых концентраторах отвергать нельзя; в [14] указано, что удовлетворительная фиксация значимых коррозионных дефектов осуществляется при их глубине от 20 % толщины стенки труб. Таким образом, необходимо проводить расчет конструкций с допущением наличия трещин, причем основой для такого расчета может быть деформационный критерий разрушения [15].
Итак, в ходе расчета КЭ-моделей определены напряжения оечУ, о1, о2, о3 и накопленные пластические деформации в коррозионной зоне. Параметр Надаи-Лоде в пределах -1 < 0С <-0,5, что характеризует вид напряженного состояния как растяжение. При достижении напряжения оТ = 489,6 МПа, наблюдается искривление линий (рис. 3), что соответствует упругопластическому поведению материала. Проведенный статистический анализ позволил определить зависимость величины накопленной пластической деформации в^ от эквивалентного напряжения по Мизесу оечУ (в МПа) в зоне коррозии для каждого случая потери металла (10,15,20,25,30,35% толщины стенки трубы). Полученный массив данных - 90 точек, был аппроксимирован функцией степенного вида (достоверность аппроксимации Я2 = 0,991)
Влияние пластической деформации на опасность дефекта
Коллектив авторов [5] установил зависимость между значениями интенсивности пластической деформации в зоне различных концентраторов и параметром Надаи-Лоде для трубной стали Х-70 в виде функции
В3 = е-0.85+3.11х„
(10)
где Ха = 2-
, р ь
1п врс = а +
—еду
(11)
--1 - параметр Надаи-Лоде, характери-
зующий вид напряженного состояния. Также отмечается, что при накоплении 0,01 (1%) пластической деформации в вершинах трещиноподобных концентраторов происходит их разрушение. Если основываться на данном положении, очевидным будет тот факт, что в данной работе величина в момент разрушения будет больше чем 1%, потому что рассматриваемые дефекты близки к «гладким». Но так как трещины глубиной менее 15% толщины стенки трубы практически не идентифицируются внутритрубными снарядами-дефектоскопами, то допущения о наличии трещин или
где а = 1,002, Ь = -2167013,2 - постоянные параметры функции (рис. 6). При оечУ < оТ, величина накопленной пластической деформации, рассчитанная по формуле (11) очень мала (~ равна нулю).
При подстановке в (11) величины эквивалентного напряжения равного временному сопротивлению стали получается значение пластической деформации в момент разрушения ~0,014 (1,4%). Разрушающим по (11) для трещиноподобных дефектов (при =1,0 %, согласно [5]) будет напряжение оечУ « 622 МПа.
Для определения эквивалентного напряжения оечУ только от внутреннего давления можно воспользоваться приближенным значением оечУ « о1 « -деф. Кольцевые напряжения в дефектном сечении [16]
^деф }кц
Р(йн - 25)
25 ,
(12)
Таблица 4
Результаты расчета
стдеф о1 , МПа оеф(, МПа т стдеф кц о1 , МПа ОеЧУ, МПа т стдеф кц о1 , МПа ОеЧУ, МПа
с1 = 0,18
с1 = 0,158
С = 0,28
199,18 207,86 211,36 4,18 203,03 218,14 222,37 6,93 207,36 228,95 234,13 9,43
232,37 242,51 246,59 4,18 236,86 254,50 259,43 6,93 241,92 267,11 273,16 9,43
265,57 277,15 281,81 4,18 270,70 290,86 296,49 6,93 276,48 305,27 312,18 9,43
298,77 311,79 317,04 4,18 304,54 327,21 333,55 6,93 311,04 343,43 351,20 9,43
331,96 346,44 352,26 4,18 338,38 363,57 370,62 6,93 345,60 381,58 390,22 9,43
365,16 381,08 387,49 4,18 372,22 399,93 407,68 6,93 380,16 419,74 429,24 9,43
398,35 415,72 422,72 4,18 406,05 436,29 444,74 6,93 414,72 457,90 468,27 9,43
431,55 450,37 457,94 4,18 439,89 472,64 481,80 6,93 449,28 491,83 501,22 8,65
464,75 485,01 493,17 4,18 473,73 496,26 502,35 4,54 483,84 503,85 511,42 3,97
497,94 503,59 509,85 1,12 507,57 516,85 524,47 1,80 518,40 530,26 539,03 2,24
531,14 540,76 546,93 1,78 541,41 556,71 564,05 2,75 552,96 571,78 580,09 3,29
564,33 574,86 580,55 1,83 575,24 592,26 599,11 2,87 587,52 608,23 616,07 3,41
597,53 608,81 614,23 1,85 609,08 627,48 634,13 2,93 622,08 644,03 651,76 3,41
630,73 642,34 647,76 1,81 642,92 662,34 668,94 2,93 656,63 679,27 686,92 3,33
663,92 675,43 680,85 1,70 676,76 696,59 702,97 2,85 691,19 713,76 721,27 3,16
С = 0,258 С = 0,38 С = 0,358
212,27 242,14 248,56 12,34 217,88 252,76 260,19 13,80 224,35 263,29 271,17 14,79
247,65 282,50 289,98 12,34 254,19 294,89 303,56 13,80 261,74 307,18 316,37 14,79
283,02 322,86 331,41 12,34 290,50 337,02 346,92 13,80 299,13 351,06 361,56 14,79
318,40 363,21 372,84 12,34 326,82 379,15 390,29 13,80 336,53 394,94 406,76 14,79
353,78 403,57 414,26 12,34 363,13 421,27 433,65 13,80 373,92 438,82 451,95 14,79
389,16 443,93 455,69 12,34 399,44 463,40 477,02 13,80 411,31 478,99 492,97 14,13
424,53 484,28 497,11 12,34 435,76 496,13 505,82 12,17 448,70 498,06 507,47 9,91
459,91 500,76 508,70 8,16 472,07 505,95 515,41 6,70 486,09 509,30 519,62 4,56
495,29 516,72 525,98 4,15 508,38 525,97 536,50 3,34 523,49 532,32 543,09 1,66
530,67 546,01 555,80 2,81 544,69 557,41 568,03 2,28 560,88 564,96 575,27 0,72
566,05 588,33 597,28 3,79 581,01 601,06 611,20 3,34 598,27 608,17 617,49 1,63
601,42 625,47 633,74 3,84 617,32 638,78 648,25 3,36 635,66 644,62 653,20 1,39
636,80 661,65 669,33 3,76 653,63 675,70 684,97 3,27 673,05 680,07 688,58 1,03
672,18 697,23 703,94 3,59 689,95 711,91 720,61 3,09 710,44 714,11 722,95 0,51
707,56 732,65 738,29 3,42 726,26 748,34 756,59 2,95 747,84 748,35 758,10 0,07
где у - коэффициент повышения напряжений в дефектном сечении, равный
1п ер
'в + -
1--
■4о2
+1
где О = 0,893 • дефекта.
■гДеф )2
(14)
4= и , (13)
параметр, учитывающий длину
Значения величин оечУ (из КЭ-модели), о1 (из КЭ-модели), адеф (по формуле 12), а также относительные погрешности между величинами и о1 в зависимости от величин потери металла сведены в табл. 4.
Из табл. 4 видно, что при переходе с упругой зоны работы металла в упругопластическую относительная погрешность между величинами адаф и о1 заметно меняется. Погрешность в упругопластической зоне не превышает 5 %, что является вполне приемлемым для расчетов, так как интерес представляет именно данная зона.
Выражение (11) перепишем в виде
Таким образом, выявлена зависимость величины накопленной пластической деформации для газопровода из стали с вышеприведенными механическими характеристиками в зоне дефектов от действия кольцевых напряжений, вызванных внутренним давлением. Важно, что данная зависимость отражает параметры дефекта и может быть применена на практике без длительного процесса КЭ-моделирования. Например, при расчете на прочность участков пойменной части подводных переходов, где отмечается большое число дефектов питтинговой коррозии [17], которые, в свою очередь, характеризуются «остротой», по сравнению с дефектами обширной коррозии.
Применение зависимости (11) необходимо оценить при учете продольных напряжений в газопроводе. Тогда на основе критерия допустимой накопленной пластической деформации в зоне дефекта появилась бы возможность оценки прочности на участках с малым радиусом упругого изгиба газопровода, на участках подводных переходов газопроводов через водотоки [18] и т.д.
Ь
а
б
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. СТО Газпром 2-2.3-112-2007. Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами. М.: ООО «ИРЦ Газпром». 134 с.
2. Климов П.В. Проявление КРН на газопроводах Республики Казахстан// Нефтегазовое дело. 2006. № 2. С.1-6.
3. Алимов С.В., Арабей А.Б., Ряховских И.В. и др. Концепция диагностирования и ремонта магистральных газопроводов в регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии // Газовая промышленность (спецвыпуск). 2015. С. 10-15.
4. Беленький Д.М., Вернези Н.Л., Черпаков А.В. Прочностные возможности металла трубы и сварного соединения магистрального трубопровода// Газовая промышленность. 2005. №10. С.83-86.
5. Пашин С.Т., Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Кузеев И.Р. Разработка критерия безопасности газопроводов из трубной стали Х-70 в зонах локальных дефектов различной глубины и конфигурации // Нефтегазовое дело. 2008. Т. 6 № 2. С. 83-87.
6. Васин Е.С., Велиюлин И.И. Методы повышения эффективности ВТД МГ для совершенствования системы планирования капитального ремонта // Газовая промышленность. 2014. Спец выпуск. С.18-22
7. DNV-RP-F101: Recommended Practice. Corroded Pipeline. Det Norske Veritas, Norway (January 2015).
8. ASME B31G-1991 Manual for determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, A Supplement to ASME B31 Code for Pressure Piping. ASME, 1991.
9. Алешин В.В., Селезнев В.Е., Клишин Г.С. и др. Численный анализ прочности подземных трубопроводов. М.: Едиториал УРСС, 2003. - 320 с.
10. СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [Текст]. Введ. 2009-04-15. М.: ООО «Газпром экспо», 2009. 99 с.
11. Морозов Е.М., Муйземнек А.Ю., Шадский А.С. ANSYS в руках инженера: механика разрушения. Изд. 2-е, испр. М.: ЛЕНАНД, 2010. 456 с.
12. Бирилло И.Н., Яковлев А.Я., Теплинский Ю.А. Оценка прочностного ресурса газопроводных труб с коррозионными повреждениями / под ред. И.Ю. Быкова. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. 168 с.
13. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы / Госстрой России. М. 2013. 100 с.
14. Велиюлин И.И., Решетников А.Д., Ремизов Д.И. и др. Анализ эффективности диагностических и ремонтных работ на линейной части магистральных газопроводов // Газовая промышленность (прилож.). 2011. № 12. С. 30-32.
15. Пестриков В.М., Морозов Е.М. Механика разрушения твердых тел: курс лекций. СПб.: Профессия, 2002. 320 с., ил.
16. Теплинский Ю.А., Быков И.Ю. Управление эксплуатационной надежностью магистральных газопроводов. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2007. 400 с.
17. Закирьянов М.В. Анализ дефектов подводных переходов действующих газопроводов / Закирьянов М.В., Коробков Г.Е. // Трубопроводный транспорт-2015: Мат. Х межд. учеб-науч.-практ. конф. Уфа, 2015. С. 90-93.
18. Закирьянов М.В., Коробков Г.Е. Влияние размыва подводной части на напряженно-деформированное состояние (НДС) перехода газопровода через водотоки // Вестник Башкирского университета. 2015. Том 6, 20 № 3. С. 836-840.
CORROSION DEFECTS OF GAS PIPELINES: MODELLING AND ASSESSMENT OF DANGER
ZAKIRYANOV M.V., Post-graduate student of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
KOROBKOV G.E., Dr. Sci (Tech.), Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Rebublic of Bashkortostan,
Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The paper discusses the finite element simulator of corrosion defects of main gas pipelines. A comparative analysis of the values for failure and allowable operating pressure on unit working modes results, techniques calculation and modeling. The technique constructing geometry of corrosion defect has been developed. The calculation models of corrosion defects with a metal loss from 10 to 35% from pipe wall thickness for the elastoplastic formulation has been presented. Dependences of the Mises equivalent stress in a corrosive area of the value of the internal pressure are revealed.
Keywords: corrosion defects, modeling, failure pressure, allowable operating pressure, equivalent stress. REFERENCES
1. STO Gazprom 2-2.3-112-2007. Metodicheskie ukazaniya po ocenke rabotosposobnosti uchastkov magistral'nyh gazoprovodovs korrozionnymi defektami [Methodical instructions for operability assessment of sites of the main gas pipelines with corrosion defects]. Moscow, OOO IRTS Gazprom Publ. 134 p.
2. Klimov P.V. Manifestation of SCC on gas pipelines of the Republic of Kazakhstan. Neftegazovoe delo, 2006, no. 2, pp.1-6 (In Russian).
3. Alimov S.V., Arabey A.B., Ryakhovskikh I.V. The concept of diagnosis and repair of gas mains in regions with high susceptibility to stress corrosion. Gazovaya promyshlennost', 2015, pp. 10-15 (In Russian).
4. Belen'kiy D.M., Vernezi N.L., Cherpakov A.V. Strength opportunities of pipe metal and weld main pipeline. Gazovaya promyshlennost', 2005, no.10, pp.83-86 (In Russian).
5. Pashin S.T., Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Kuzeyev I.R. Development of safety criterion for gas pipelines made of x70 pipe steel in local defects areas. Neftegazovoye delo, 2008, vol. 6, no. 2, pp.83-87 (In Russian).
6. Vasin Ye.S., Veliyulin I.I. Methods to improve the efficiency of internal diagnostics of main pipelines to improve the overhaul planning system. Gazovaya promyshlennost', 2014, pp.18-22 (In Russian).
7. DNV-RP-F101: Recommended Practice. Corroded Pipeline. Det Norske Veritas, Norway (January 2015).
8. ASME B31G-1991 Manual for determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines, A Supplement to ASME B31 Code for Pressure Piping. ASME, 1991.
9. Aleshin V.V., Seleznev V.E., Klishin G.S., Kobyakov V.V. Chislennyj analiz prochnosti podzemnyh truboprovodov [Numerical analysis of durability of underground pipelines]. Moscow, Editorial URSS Publ., 2003. 320 p.
10. STO Gazprom 2-3.5-252-2008. Metodika prodleniya sroka bezopasnoj ehkspluatacii magistral'nyh gazoprovodov OAO «Gazprom» [Technique of extension of period of safe operation of the main gas pipelines of OJSC «Gazprom»]. Moscow, OOO Gazprom ehkspo Publ., 2009. 99 p.
11. Morozov E.M., Mujzemnek A.YU., Shadskij A.S. ANSYS v rukah inzhenera: Mekhanika razrusheniya [ANSYS in the engineer's hands: Mechanics of destruction]. Moscow, LENAND Publ., 2010. 456 p.
12. Birillo I.N., Yakovlev A.Y., Teplinskij U.A. Ocenka prochnostnogo resursa gazoprovodnyh trub s korrozionnymi povrezhdeniyami [Assessment of a strength resource of gas pipelines with corrosion damages]. Moscow, CentrLitNefteGaz Publ., 2008. 168 p.
13. SP 36.13330.2012 Magistral'nye truboprovody [Construction norms and regulations 36.13330.2012 Main Pipelines]. Moscow, Gosstroy Russia Publ., 2013. 100 p.
14. Veliyulin I. I., Reshetnikov A. D., Remizov D. I. Analysis of the effectiveness of diagnostic and repair work on the linear part of main gas pipelines. Gazovaya promyshlennost' , 2011, no.12, pp. 30-32 (In Russian).
15. Pestrikov V.M., Morozov Ye.M. Mekhanika razrusheniya tverdykh tel: kurs lektsiy [Fracture mechanics of solids]. Saint Petersburg, Professiya Publ., 2002. 320 p.
16. Teplinskiy YU.A., Bykov I.YU. Upravleniye ekspluatatsionnoy nadezhnost'yu magistral'nykh gazoprovodov [Managing operational reliability of gas mains]. Moscow, TsentrLitNefteGaz Publ., 2007. 400 p.
17. Zakir'yanov M.V. Korobkov G.Ye. Analiz defektov podvodnykh perekhodov deystvuyushchikh gazoprovodov [Analysis of the defects of underwater crossings of acting pipelines]. TrudyXmezhd. uchebno-nauch.-prakt. konf. "Truboprovodnyy transport-2015" [Proc. 10th international educational and scientific-practical. Conf.]. Ufa, 2015, pp. 90-93.
18. Zakir'yanov M.V., Korobkov G.Ye. The underwater soil erosion influence on crossing the water streams gas pipelines stress-strain state (SSS). Vestnik Bashkirskogo universiteta, 2015, vol. 6, no. 3, pp. 836-840 (In Russian).
