CC BY
142
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10304
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ПРОДОЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ
Р.М. АСКАРОВ, д.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: askarov1943@mail.ru М.В. ЧУЧКАЛОВ, д.т.н., нач. технического отдела
ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Россия, 450054, Республика Башкортостан, г Уфа, ул. Р. Зорге, д. 59). E-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru И.М. ИСЛАМОВ, аспирант
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).
E-mail: mildarislamov@mail.ru
М.Б. ТАГИРОВ, инженер 2 категории
Инженерно-технический центр ООО «Газпром трансгаз Уфа»
(Россия, 450099, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Сипайловская, д. 11).
E-mail: tagirovmarsel@gmail.com
А.Н. КУКУШКИН, с.н.с. лаборатории неразрушающего контроля
ООО «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» («НПЦ «ВТД»)
(Россия, 623700, Свердловская обл., г. Березовский, ул. Западная промзона, д. 14).
Статья посвящена комплексному исследованию напряженно-деформированного состояния (НДС) магистрального газопровода (МГ). Проведен детальный анализ нормативной формулы (СП 36.13330.2012) для расчета суммарных продольных напряжений. Показана ограниченность ее применения в реальных условиях эксплуатации МГ. В настоящее время основным средством по оценке технического состояния МГ является внутритрубная диагностика (ВТД). Прорывом в этой области является технология определения направления и радиуса изгиба обследуемого участка трубопровода, а значит, и изгибных напряжений. Проведен сравнительный анализ данных измерения НДС трубопровода в шурфах с результатами плановых ВТД. По данным исследований показано, что данные ВТД с высокой точностью выявляют потенциально опасные участки (ПОУ), а начиная с радиуса изгиба трубопровода 1000 D и ниже нормативная формула по расчету продольных напряжений трансформируется в формулу расчета изгибных напряжений. В ходе исследования выявлены особенности влияния отводов холодного гнутья на НДС МГ, которые служат своего рода компенсаторами и препятствуют перемещениям трубопровода в продольном направлении. Результаты ВТД - прямой способ оценки продольных напряжений на ПОУ МГ, способный практически заменять вероятностные теоретические расчеты НДС и их измерения в трассовых условиях.
Ключевые слова: магистральный газопровод, напряженно-деформированное состояние, изгибные напряжения, радиус изгиба трубопровода, внутритрубная диагностика, отвод холодного гнутья.
Магистральный газопровод (МГ) в процессе эксплуатации испытывает сложное напряженно-деформированное состояние (НДС), где основными факторами воздействия, согласно проектной документации, являются: давление газа, температурный перепад, изгибные напряжения.
Согласно [1] для подземных прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба определяются по формуле:
V = Н°кЦ - aEDt ±
(1)
где ц - коэффициент поперечной деформации Пуассона; сткц - кольцевые напряжения от внутреннего давления газа, мПа; а - коэффициент линейного расширения; Е - модуль упругости трубной стали, МПа; Лt - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; стиз - напряжение упругого изгиба, МПа.
25и
(2)
где Р - рабочее давление газа, МПа; Dвн - внутренний диаметр трубы, см; 5н - толщина стенки трубы, см.
EDh
2р
(3)
где Dн - наружный диаметр трубопровода, м; р - радиус упругого изгиба участка, м.
По виду формулы (1) следует, что она по физическому смыслу предназначена для расчета защемленного по концам участка трубопровода. В классическом понимании на линейной части МГ защемленных участков не много: краны с обвязкой, отводы, подводные переходы, особенно с пригрузами, в меньшей степени переходы через автодороги и т. п.
Границы применимости формулы (1) (при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта) показывают ее направленность на проектирование, геометрически верные план и профиль, которые не подразумевают изменения линейно-высотного положения.
При проектировании линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) предусматриваются участки в основном прямолинейные, а повороты, препятствия проложены с использованием отводов холодного гнутья (ОХГ) и/или упругим изгибом, которые в соответствии с [2] не должны быть радиусом менее 1000 D. При проектировании прямолинейных участков величина продольных напряжений формируется из воздействия давления газа по 1-й составляющей и температурного перепада по 2-й составляющей формулы (1). Однако специфика строительства и эксплуатации МГ такова, что продольные и поперечные перемещения неизбежны.
Достаточно определенно выглядят расчеты продольных напряжений от внутреннего давления при строительстве МГ, когда давление в трубопроводе отсутствует, кольцевые, а значит, и продольные напряжения равняются нулю. В процессе эксплуатации напряжения от давления газа имеют нулевые значения при остановке МГ и увеличиваются с ростом давления, продольные напряжения на защемленном участке могут быть только сжимающими.
С напряжениями от температурного перепада все не так однозначно. Например, в железнодорожном транспорте воздействие температурного перепада нивелируется за счет расчетных зазоров между рельсами, которые и не допускают продольных и поперечных перемещений. В трубопроводах зазоров нет, помимо температурного имеется еще и воздействие от давления газа, геодинамический фактор, поэтому продольные и поперечные перемещения в процессе эксплуатации неизбежны.
Согласно [3], любой температурный перепад возникает только при наличии двух зафиксированных температур, причем первая зафиксированная температура должна вычитаться из второй. В [3] обозначено, что «температурный перепад в металле стенок труб следует принимать равным разности между максимальной и минимально возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей и наибольшей температурой, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода».
Значительное место в работе [4] уделено температурному перепаду At на стадии проектирования и строительства трубопровода. С целью снижения продольных напряжений рекомендовано этот параметр приводить к нулю,например, за счет совпадения температуры воздуха при сварке захле-сточных стыков и температуры транспортировки продукта и (или) понижения температуры транспортировки до этой же величины и т. п. Тогда расчет по формуле (1) сведется к расчету двух составляющих от давления и радиуса изгиба.
Уложенный в траншею трубопровод засыпается разрыхленным грунтом засыпки без какого бы то ни было уплотнения по длине, даже если оно предусмотрено проектом [3]. Таким образом, в пусковой период работы трубопровод будет окружен неконсолидированным грунтом засыпки, который нельзя рассматривать как грунтовой массив с определенной силой сцепления между грунтом и поверхностью изоляции трубопровода. И уплотнение грунта здесь не поможет.
Получается, что во время пускового периода трубопровод вступает в работу практически с нулевым защемлением и имеет полную свободу продольных перемещений, практически способных реализоваться в виде нарушения прямолинейности оси трубопровода в горизонтальной (в плане) и вертикальной (в профиле) плоскостях. Формирование волн вертикальной и горизонтальной змейки происходит в первые годы эксплуатации трубопровода, когда защемляющее действие грунта остается на минимальном - нулевом варианте [3].
В настоящее время основным средством диагностики МГ, по которому оценивается его техническое состояние, является внутритрубная диагностика (ВТД) [5]. Прорывом в этой области является технология определения направления и фактического радиуса изгиба [6] обследуемого участка, а значит, и изгибных напряжений.
На рис. 1 в качестве примера приводится график измеренных радиусов упругого изгиба прямолинейного участка МГ диаметром 1420 мм, полученный при плановой ВТД, с выделением радиусов упругого изгиба менее 1000 D, ООО «НПЦ «ВТД» [7]. По оси абсцисс - линейная координата от камеры запуска, по оси ординат - фактический радиус кривизны участка трубопровода по абсолютной величине (без выделения направления изгиба) на протяжении всего обследованного ВТД участка. Кроме того, каждый радиус изгиба это и изгибные напряжения по формуле (3).
Из рис. 1 видно, что на прямолинейном участке ЛЧМГ протяженностью 400 м со сроком эксплуатации около 35 лет, положение трубопровода не прямолинейное, а больше соответствует синусоиде или «змейке» по терминологии [3]. На нем имеется 11 участков с радиусом упругого изгиба менее 1000 D, то есть налицо несоответствие требованиям [2].
Выделение непроектных участков стало возможным только с появлением технологии измерения радиусов [6], ранее похожую характеристику можно было получить выборочно по данным геодезического позиционирования [8] на вскрытом участке, отнесенном по каким-то признакам к потенциально опасным (ПОУ). В [9] показан высокий уровень совпадения данных ВТД и геодезического позиционирования.
|Рис. 1. График радиусов кривизны прямолинейного участка МГ диаметром 1420 мм
В современных отчетах ВТД кроме радиуса изгиба (0,01 м), линейной координаты (0,1 м) с достаточной точностью отражаются давление (0,1 МПа) и температура газа (0,1 °С). Таким образом, если проводить расчет конкретного участка с привязкой к сроку проведения ВТД, давление газа Р, толщина стенки, диаметр известны, первая составляющая формулы (1) вычисляется достаточно определенно. Радиус и направление изгиба в потенциально опасных местах (менее 500 D) приводится в отчетах ВТД [7]. Не отражена 1-я зафиксированная температура (температура сварки захлесточных стыков), которая приводится в исполнительной документации.
Если критерий истины практика, то фактические продольные напряжения на конкретном участке известны, если измерены их значения. В этом случае, вклад каждой составляющей формулы (1) можно оценить, так как известна их величина, кроме 1-й зафиксированной температуры. Решение уравнения с одним неизвестным не представляет затруднений.
Рассмотрим результаты экспериментальных измерений продольных напряжений участка МГ диаметром 1420 мм ультразвуковым способом [10]. Проектное положение участка (профиль) приводится на рис. 2.
Из рис. 2 видно, что проектное положение участка в основном прямолинейное, имеются отводы холодного гнутья (ОХГ) - 3° (пикеты 988+0 и 989+60) и на ПК 9888+87 упругоизогнутый переход в вертикальной плоскости - 2,2° с радиусом упругого изгиба р = 2500 м.
Измерения проводились в двух шурфах, семи точках по периметру трубы, от 730 до 430. Общепринятая практика назначения места измерения НДС - это максимальные напряжения по данным предварительных расчетов. В данном случае такие расчеты не проводились, сечение выбиралось по вероятностным ПОУ. В табл. 1 приводятся полученные значения продольных напряжений в обоих шурфах.
Графическая интерпретация данных табл 1 приводится на рис. 3.
Расстояние между измеренными сечениями, приведенными в табл. 1 и на рис. 3 составило 72 м.
Анализ данных, приведенных на эпюрах рис. 3 и табл. 1, показывает, что максимальные продольные напряжения имеют место в шурфе № 1, если «достроить» эпюры рис. 3, с учетом максимальных сжимающих для нижней точки, расположенной на 6 часах, максимальные растягивающие напряжения, выпуклостью вниз, составят около +300 МПа. В шурфе № 2 выпуклостью вверх-вправо около - 170 МПа на 130.
Это свидетельствует о том, что через 72 м напряжения поменяли знак, в шурфе № 1 - выпуклый вниз (чуть влево), в шурфе № 2 - выпуклый вверх-вправо на
Таблица 1
Значения измеренных продольных напряжений
№ шурфов Прод
730 9 00 1Д30 1200 130 300 430
1 270 90 -140 -240 -200 -170 130
-180 -80
50
40
170 80 30
130. Дополним табл. 1 вероятными данными по сечению на 6 часах (табл. 2).
На рис. 4 приведен график кривизны (радиусов изгиба) этого участка, полученный по данным ВТД [7]. На графике (эпюре) представлены данные по минимальным радиусам изгиба в абсолютном значении.
Анализ рис. 2 и 4 показывает наличие отступлений от проекта:
- использовано ОХГ (89616 м) выпуклостью вверх на расстоянии 46 м влево от ОХГ (89660 м) выпуклостью вниз;
- отсутствие участка, проложенного упругим изгибом ср = 2500 м, выпуклостью вниз, в 73 м от ОХГ № 8105.
Рис. 2. Проектное положение перехода МГ через ручей (профиль)
I
Рис. 3. Эпюры продольных напряжений: а) в шурфе № 1; б) в шурфе № 2
12ш
12ш
9Н.
2
ии
6
Таблица 2
Значения измеренных продольных напряжений
№ шурфов
1 270 90 -140 -240 -200 -170 130 300
2 -180 -80 50 40 170 80 30 -30
На рис. 5 показано фактическое положение МГ.
Остальные участки должны быть прямолинейные, но по факту состоят из разнонаправленных радиусов изгиба, переходящих друг в друга. При этом, несколько участков с радиусом менее 1000 D, а пять участков - менее 500 D [11].
В работе [12] проведено совмещение мест измерения НДС в шурфах (см. рис. 3) с графиком кривизны (рис. 4).
Место измерения в шурфе № 1 находится в районе линейных координат 89624...89628 (89626) м, шурфа № 2 в районе 89696.89700 (89698) м.
На момент прохождения снарядом ВТД координаты 89650 м, давление продукта на измеренном участке составляло Р = 6,5 МПа, температура газа t = 15,7 °С [7]. В сечении, где проводились измерения в шурфе № 1, на линейной координате 89626 м радиус изгиба, согласно ВТД составил около 360 D, или 511 м, пересчет на изгибные напряжения по формуле (3) показал 286 МПа. Рассчитаем продольные напряжения от давления газа по формуле (2) исходя из параметров: Р = 6,5 МПа и 5н = 16,8 мм, |акц = 80,4 МПа.
С учетом того что известны суммарные продольные и изгибные напряжения, преобразуя формулу (1), определяем вероятные напряжения от температурного перепада и давления газа:
(4)
пр
К - а,) + аи
Непроектный изгиб на трубе № 8103, выпуклый вниз
I
«04*0 »Ч1ДЮ Л9ВДП «'»540 Ч'С-Ш 995 9П Я»600 ««»20 «№¡«0 89660 вМ«> Ж'Ю Ь"ГГ1'1 *'»".-и>
Рис. 5. Схема фактического положения МГ через ручей
(ар - а,) = 300 - 286 = 14 МПа.
Тогда вероятные продольные напряжения от температурного перепада:
а, = 14-80,4 = -66,4 МПа.
|Рис. 4. График кривизны участка МГ, на пересечении с ручьем, серым выделены ОХГ
ш Ш I ^ ■ .а
По второй составляющей формулы (1) такие напряжения соответствуют температурному перепаду 27,2 °С. Между тем, по данным исполнительной документации, температура сварки захлестов (ближайший участок) 21 °С, то есть расчетный температурный перепад согласно [1] А, = 15,7 - 21 = -5,3 °С, что соответствуют напряжениям в 12,9 МПа.
По формуле (1) проектные напряжения для рассмотренного варианта температуры и давления при радиусе изгиба р = ю составят:
80,4 - 12,9 ± 0 = 67,5 МПа.
Минимальный радиус изгиба, согласно ВТД, выявлен на линейной координате - 89637 м, при радиусе 392 м (см. рис. 4), по формуле (3) напряжения изгиба составили 373 МПа.
О роли ОХГ, между которыми находится рассматриваемый участок. Исследования по продольным перемещениям трубопроводов в грунтах не относятся к участкам с ОХГ [4, 13]. Есть основания считать, что ОХГ, из-за геометрических особенностей, препятствует продольным перемещениям трубопровода от ненормативного радиуса изгиба, то есть имеет место эффект защемления. В определенной степени именно на такие участки (между ОХГ) можно распространить действие формулы (1).
Если признать защемляющий эффект от ОХГ, есть все основания рассматривать проектный прямой участок между двумя ОХГ с координатами 89616 м и 89660 м, с расстоянием между ними 44 м как хорду, соединяющую окружность с измеренным радиусом 511 (392) м, а математически длина окружности всегда больше длины хорды.
Свидетельством «растяжения» участка между двумя ОХГ, является увеличение их радиуса, ОХГ(89616 м) - 81 D = 115,02 м и (89660 м) - 61,3 D = 87,05 м [7] вместо проектных 60 м [13], то есть ОХГ «распрямляются» и, осуществляют не только защемляющий, но и компенсирующий эффект.
Таким образом, если бы измерения продольных напряжений в шурфах проводились в сечении с минимальным радиусом изгиба 392 м (координата 89637 м), с напряжениями изгиба по формуле (3) -373 МПа, тогда они по факту стали бы суммарными продольными, так как остальные составляющие формулы (1) из сжимающих 67,5 МПа (по проекту) по мере появления и уменьшения радиуса изгиба (увеличения длины) последовательно переходят в нулевые, а затем - в растягивающие и в расчете по формуле (1) могут не учитываться, так как отсутствуют. Формула (1) трансформируется в формулу (3). При этом возможные колебания температуры и давления отразятся на величине радиуса изгиба, который измеряется при очередном пропуске снаряда ВТД.
Проведем аналогичные исследования применительно к шурфу № 2. По графику (см. рис. 4) радиус изгиба на линейной координате 89698 м составляет около 580D, или 824 м, что при пересчете на изгибные напряжения по формуле (3) составит 177 МПа. С учетом того что известны суммарные продольные и изгибные напряжения, по формуле (1) определяем вероятные напряжения от температурного перепада и давления газа:
апр = К - а,) + аи
(4)
(ар - а,) = 170-177 = -7 МПа.
По величине апр и аиз сопоставимы. Если бы измерения НДС проводились в сечении с минимальным радиусом
изгиба, расположенном в 29 м от измеренного в шурфах сечения - это 387 D выпуклый вверх (линейная координата 289668,6 м) с напряжениями изгиба - 265 МПа, это выше измеренных 170 МПа. Очевидно, что происходит перераспределение сжимающих напряжений от температуры и давления. Формула (1) трансформируется в формулу (3). Наличие в 10 м от сечения ОХГ (89660 м) оказывает и защемляющий, и компенсирующий эффект.
На этом участке МГ были проведены измерения продольных напряжений в шурфах, 11 сечений (столбцы 1, 2). В табл. 3 представлены результаты, включающие: экспериментальные измерения продольных напряжений в шурфах (столбцы 3-6); расшифровку данных ВТД (столбцы 7-13).
Так как табл. 3 включает большое количество информации, необходимо пояснение, в данном случае на примере участка с максимальными продольными напряжениями - это участок № 21а, шурф № 1, столбцы 1, 2. Измеренные продольные напряжения около 300 МПа получены на нижней образующей с линейной координатой 89626 м, расстояние между шурфами № 1 и № 2 (72 м), столбцы 3-6. По данным ВТД, давление газа 6,5 МПа, температура 15,7 °С (столбцы 7-8). Радиус изгиба в этом сечении около 360 D, или 511 м, на 6,4 ч, что по формуле (3) составило 286 МПа, столбцы 9-11.
Продольные напряжения 300 МПа - 6,0 часов, полученные экспериментально близки к данным ВТД - 286 МПа (6,4 ч). Однако важно, чтобы измерения НДС совпали с сечением, где напряжения максимальны, в нашем случае координата с максимальными напряжениями 89637 м (данные ВТД) находится в 11 м от измеренного сечения, а радиус изгиба 392 м - это 373 МПа, столбцы 12-13.
Из табл. 3 следует, что:
- все 11 участков, где были проведены измерения продольных напряжений (110...300 МПа) в шурфах, по радиусу изгиба составили от 909 D до 360 D, то есть не соответствуют требованиям нормативов [2] - 1000 D;
- изгибные напряжения, рассчитанные по данным ВТД совпадают по знаку и направлению с продольными напряжениями, измеренным в трассовых условиях, а также близки по значению (±15%);
- ни одно из сечений, где измерялись продольные напряжения в шурфах, не совпало с сечениями, где имеют место минимальные радиусы изгиба, а значит, и максимальные продольные (изгибные) напряжения, расстояние от 5 до 29 м;
- чем меньше радиус изгиба, тем более ярко выражено свойство перехода продольных напряжений от давления и температуры в изгибные, трансформация формулы (1) в (3);
- в рассмотренных вариантах при радиусе изгиба от 1000 D и менее напряжения от температуры и давления переходят в изгибные;
- при измерении продольных напряжений в шурфах остались невыявленными ПОУ с недопустимыми изгибными напряжениями [1] (два участка, 373 и 413 МПа), которые находились соответственно в 5 и 49 м от измеренного сечения.
Можно с высокой долей вероятности утверждать, что при самом неблагоприятном соотношении напряжений от давления и температуры радиус изгиба их перехода в изгибные составит 500 D и менее.
Данные ВТД позволили выявить ПОУ, тогда как экспериментальные измерения продольных напряжений в шурфах,
проведенные специализированной организацией, их не выявили.
В табл. 4 представлены данные по влиянию непроектных радиусов изгиба на ОХГ.
Данные таблицы поясним на примере участка с максимальными продольными напряжениями - это участок № 21а, шурф № 1, столбцы 1-2. Сечение с минимальным радиусом изгиба 392 м приходится на координату 89637 м (столбцы 3-4). Этот участок находится между двумя ОХГ, ОХГ слева на координате 89612 м в 21 м и ОХГ справа - 89659,5 м в 22,5 м (столбцы 5 и 7). Радиус изгиба на ОХГ слева - 115 м выпуклый вверх (вв), на ОХГ справа - 87 м выпуклый вниз (вн) (столбцы 6 и 8), значительно больше проектного - 60 ±5 м [14].
Из табл. 4 следует, что:
- ближайшие по расстоянию к измеренным сечениям ОХГ оказывают компенсирующий эффект, который выражается в изменении (увеличении) радиуса изгиба пластической части;
- с большой долей вероятности можно отметить защемляющий эффект ОХГ, препятствующий перемещению трубопровода в продольном направлении.
Наличие ОХГ в районе непроектных изгибных напряжений оказывает одновременно защемляющий и компенсирующий эффект.
Остановимся на измерениях НДС в трассовых условиях. Это достаточно сложные экспериментальные исследования, которые, как правило, проводит специализированная организация. Рекомендуются для сечений с максимальными напряжениями, которые в свою очередь, определяются по данным предварительных расчетов, то есть измерения в шурфах, по назначению, подтверждают или опровергают их результаты. В варианте с ВТД предварительных расчетов можно не проводить, так как сечения с минимальными радиусами изгиба, а значит максимальными продольными напряжениями, известны.
Таким образом, доказано, что плановые данные ВТД позволяют, с высокой точностью, выявлять ПОУ и оценивать величину их продольных напряжений в любой точке трассы без предварительных расчетов НДС и непосредственного его измерения в шурфах. Заметим, что данные ВТД - это прямой способ измерения радиусов изгиба и, через них, по формуле (3) изгибных напряжений, способных заменить и вероятностные теоретические расчеты НДС, и вероятностные измерения НДС в трассовых условиях.
Выводы
1. Анализ формулы (1) [1] по расчету продольных напряжений показал, что:
-она предназначена для расчетов защемленного по концам участка трубопровода, которых на линейной части МГ в чистом виде немного;
- необходимое условие, при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, показывает направленность на проектирование, а не на эксплуатацию, где продольные и поперечные перемещения неизбежны;
- продольные напряжения от внутреннего давления газа проявляются в процессе эксплуатаци, в виде сжимающего фактора; зависимость прямая: чем выше давление газа, тем больше напряжение;
- воздействие температурного фактора имеется всегда, начиная от времени строительства и любого срока
Таблица 3
Сравнительные данные по измерению НДС в шурфах и плановой ВТД
Данные по измерениям в шурфах Данные по внутритрубной диагностике
измерение НДС координаты по ВТД по расчетному сечению Maксимальное сечение
№ участка № шурфа Максимальные напряжения, МПа Угловая ориентация,ч Линейная координата по одометру, м Расстояние, м Давление, МПа Температура, °С Радиус кривизны 0/м) Угол поворота, ч Изгибные напряжения, МПа Координата/ расстояние Радиус, м/ напряжения, МПа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
12 1 220 1030 123205 78 6,2 13,2 470D/667 Вверх 218 123210/5 511/286
2 170 0130 123127 650D/923 Вверх 158 123112/15 710/200
18 1 120 1200 109273 146 6,3 14,5 826D/1173 Вверх 125 109252/21 518/282
2 120 1200 109419 950D/1350 Вверх 108 109413/6 952/153
21а 1 300 0600 89626 72 6,5 15,7 360D/511 6,4 вниз 286 89637/11 392/373
2 170 0130 89698 580D/824 Вверх 177 89668/29 549/265
23 2 120 0430 73976 100 6,7 17,2 545D/775 Вправо 130 74025/49 354/413
3 110 0730 74076 978D/1389 Влево 105 74025/51 354/413
1 150 0730 60570 79 750D/1065 Вниз 137 60541/29 497/294
26 2 120 0130 60649 50 6,8 17,9 8^/1150 Вниз 127 60644/5 440/332
3 150 0900 60699 700D/994 Вниз-влево 146 60717/9 467/313
ОХГ справа
координата/ радиус расстояние (О/м)
Таблица 4
Данные ВТД по влиянию непроектных радиусов изгиба на ОХГ
Максимальное растяжение в сечении ОХГ слева
№ участка № шурфа радиус, м / напряжение, координата МПа координата/ радиус, (о/м) расстояние, м
1 511/286 123210 - - 123270/60 60,6/86 вв
2 401/364 123300 123270/30 60,6/86 вв1 123350/40 64,1/91 вн
1 518/282 109252 109223/29 57,3/81,4 123350/40 59,1/83,9
2 952/153 109413 109397/16 64,8/92,0 109340/88 71,3/101,2
1 392/373 89637 89616/25 81/115 вв 89659,5/23 61,3/87 вн
2 549/265 89668 89659,5/8,5 61,3/87 - -
2 354/413 74025 73968/27 66,7/94,7 74096/71 68/96,6
3 354/413 74025 73968/27 66,7/94,7 74096/71 68/95,6
1 483/302 60541 60506/35 93,7/133 вв 60583/42 89,4/127 вн
2 440/332 60644 60628/16 85,9/122 вн2 60676/32 107/152 вв
3 467/313 60717 60676/59 107/152 вв - -
12 18 21а 23
26
1 - вертикальная ориентация изгибом вверх;
2 - вертикальная ориентация изгибом вниз
эксплуатации, при этом направление действия силы может быть как сжимающим так и растягивающим, - это главный фактор отступления трубопровода от прямолинейности.
2. В настоящее время основным средством диагностики ЛЧМГ, по которому оценивается его техническое состояние, является ВТД. Прорывом в этой области является технология определения направления и радиуса изгиба обследуемого участка, а значит, и изгибных напряжений.
3. В современныхВТД кроме радиуса изгиба приводятся давление и температура газа, то есть основные составляющие формулы (1) для расчета продольных напряжений.
4. Как известно, критерий истины - практика. Для оценки влияния каждой составляющей формулы (1) использовались данные экспериментальных измерений продольных напряжений на МГ диаметром 1420 мм в шурфах, которые показали, что:
- расчетные проектные показатели, как правило, не учитывают изгибные напряжения от фактического радиуса изгиба, а отражают напряжения от давления газа и температурного перепада;
- на стадии строительства, трубопровод объективно прокладывается с отступлением от прямолинейности, с радиусами изгиба, где уже имеются изгибные напряжения;
- в процессе эксплуатации кроме давления и температурного перепада в силу разных факторов (например, проведения ремонтов, геодинамического и т. п.) меняется линейно-высотное положение, а значит, и радиусы изгиба;
- с проявлением ненормативных радиусов изгиба (1000 D и менее, 11 участков), которые с высокой точностью выявляются ВТД, составляющие формулы (1) изменяются, продольные напряжения от давления и температурного перепада снижаются, обращаются в нулевые, а затем трансформируются в изгибные, где и учитываются формулой (3), то есть формула (1) трансформируется в формулу (3);
- наличие ОХГ, в особенности по обе стороны от исследуемого участка, оказывает защемляющий и компенсирующий эффект.
5. Результаты ВТД - прямой способ оценки продольных напряжений на ПОУ, который практически заменяет вероятностные теоретические расчеты НДС и их измерения в трассовых условиях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. 93 с.
2. СП 86.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиПШ-42-80*. М.: Минрегион России, 2012. 47 с.
3. Демченко В.Г., Завгороднев А.В. Роль температурного перепада при механическом расчете магистральных трубопроводов. Трубопроводный транспорт: теория и практика, 2017. № 4. С. 12-18.
4. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. Справ. пособ. М.: Недра. 287 с.
5. Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Газовая промышленность, 2015. № 1. С. 28-31.
6. Патент РФ № 2602327 Способ определения потенциально опасного участка трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния./ Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров, Р.В. Закирьянов. Заявлено 04.04.2015; Опубл. 20.11.2016, Бюл. № 32.
7. Отчет по внутритрубной диагностике газопровода Уренгой-Петровск (КС «Алмазная» - КС «Поляна»). ЗАО НПО «Спецнефтегаз» (ООО «НПЦ «ВТД») М., 2015. 934 с.
8. Инструкция по определению по данным геодезической съемки фактического напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности, М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. 37 с.
9. Чучкалов, М.В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19 / Чучкалов Михаил Владимирович. Уфа, 2015. 364 с
10. Аскаров Р.М., Мазитов Д.Г., Рафиков С.К. Оценка фактических напряжений магистральных газопроводов, пересекающих геодинамические зоны // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2015. № 2 (100). С. 136-143.
11. Аскаров Р.М., Гумеров К.М., Кукушкин А.Н., Исламов И.М. О фактических радиусах изгиба линейной части магистральных газопроводов. Трубопроводный транспорт: теория и практика, 2017. № 6. С. 28-33.
12. Аскаров Р.М., Мазитов Д.Г. Чучкалов М.В., Кукушкин А.Н. Выявление и оценка напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов, пересекающих геодинамические зоны. // Газовая промышленность, 2015. № 11. С. 47-49.
13. Быков Л. И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2011. 748 с.
14. ГОСТ 24950-81 Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. М.: Министерство строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности, 2003. 13 с.
FEATURES OF THE CALCULATION OF LONGITUDINAL STRESSES OF THE MAIN GAS PIPELINES BASED ON PIGGING DATA OF IN-LINE INSPECTION
ASKAROV R.M., Dr. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Departament of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of
Bashcortostan, Russia). E-mail: askarov1943@mail.ru
CHUCHKALOV M.V., Dr. Sci. (Tech.), Head of Technical Department
Gazprom Transgas Ufa (59, R. Zorghe St.,450054, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
E-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru
ISLAMOV I.M., Ph.D. Student
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashcortostan, Russia). E-mail: mildarislamov@mail.ru
TAGIROV M.B., Engineer
Engineering and Technology Center Gazprom Transgas Ufa (11, Sipaylovskaya St., 450099, Ufa, Republic of
Bashkortostan, Russia). E-mail: tagirovmarsel@gmail.com
KUKUSHKIN A.N., Senior researcher of laboratory of nondestructive testing
LLC «Research and production center«In-Tube diagnostics»
(14, Zapadnaja promzona St., 620016, Beresovskiy, Russia).
ABSTRACT
The article is devoted to a comprehensive study of the stress-strain state (SSS) of the main gas pipeline (MGP). A detailed analysis of the normative formula for the calculation of the total longitudinal stresses from the normative loads and effects was carried out (SP 36.13330.2012). The limitations of the application of the formula under consideration in the real operating conditions of MGP areshown. Currently, the main tool for assessing the technical condition of MGP is in-line inspection. A breakthrough in this area is the technology of determining the direction and bending radius of the surveyed area, and hence the bending stresses. A comparative analysis of the data of SSS measurement in the pits with the results of the planned in-line inspection. According to the research data, in-line inspection data reveal potentially dangerous area (PDA) with high accuracy, and starting from the bending radius of the pipeline 1000D and below, the normative formula for the calculation of longitudinal stresses is transformed into the formula for the calculation of bending stresses. The study revealed the features of the influence of pipe outlet of cold bending on the SSS MGP, which serve as a kind of compensators and prevent the pipeline from moving in the longitudinal direction. The in-line inspection results are a direct method of estimating longitudinal stresses on the PDA, which practically replaces the probabilistic theoretical calculations of the SSS and their measurements in the trace conditions.
Keywords: main gas pipeline, stress-strain state, the bending stresses, the bending radius of pipeline, in-line inspection, the pipe outlet of cold bending.
REFERENCES
1. SP 36.13330.2012. Magistrainyye truboprovody. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP 2.05.06-85* [SP 36.13330.2012. Trunk pipelines. The updated version of SN&P 2.05.06-85 *]. Moscow, Gosstroy, FAU «FTSS» Publ., 2012. 93 p.
2. SP 86.13330.2012. Magistrainyye truboprovody. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiPIII-42-80* [SP 86.13330.2012. Trunk pipelines. Updated version of SN&.PIII-42-80 *]. Moscow, Minregion Rossii Publ., 2012. 47 p.
3. Demchenko V.G., Zavgorodnev A.V. The role of the temperature drop in the mechanical calculation of main pipelines. Truboprovodnyy transport: teoriya ipraktika, 2017, no. 4, pp. 12-18 (In Russian).
4. Aynbinder A.B. Raschet magistral'nykh i promyslovykh truboprovodov na prochnost i ustoychivost [Calculation of main and field pipelines for strength and stability]. Moscow, Nedra Publ. 287 p.
5. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. The concept of trouble-free operation and overhaul of the gas trunklines of OAO Gazprom. Gazovaya promyshlennost, 2015, no. 1, pp. 28-31 (In Russian).
6. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M., Zakir'yanov R.V. Sposob opredeleniya potentsial'no opasnogo uchastka truboprovoda s neproyektnym urovnem napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya [A method for determining a potentially dangerous pipeline section with a non-projected level of stress-strain state]. Patent RF, no. 2602327, 2016.
7. Otchet po vnutritrubnoy diagnostike gazoprovoda Urengoy-Petrovsk [Report on the in-line diagnostics of the gas pipeline Urengoy-Petrovsk]. Moscow, 2015. 934 p.
8. Instruktsiya po opredeleniyu po dannym geodezicheskoy s»yemki fakticheskogo napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya uchastkov gazoprovodov, raspolozhennykh na territoriyakh s opasnymi geodinamicheskimiprotsessami, i otsenki ikh rabotosposobnosti [Instructions for determining the actual stress-strain state of sections of gas pipelines located in areas with dangerous geodynamic processes and assessing their performance according to geodetic survey data]. Moscow, VNIIGAZ Publ., 2003. 37 p.
9. Chuchkalov, M.V. Razrabotka metodov vyyavleniya, tormozheniya ipredotvrashcheniya korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem na magistral'nykh gazoprovodakh. Diss. dokt. tekhn. nauk [Development of methods for detection, inhibition and prevention of stress corrosion cracking on gas mains. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2015. 364 p.
10. Askarov R.M., Mazitov D.G., Rafikov S.K. Estimation of actual strains of main gas pipelines crossing geodynamic zones. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2015, no. 2 (100), pp. 136-143 (In Russian).
11. Askarov R.M., Gumerov K.M., Kukushkin A.N., Islamov I.M. On the actual radii of bending of the linear part of the main gas pipelines. Truboprovodnyy transport: teoriya ipraktika, 2017, no. 6, pp. 28-33 (In Russian).
12. Askarov R.M., Mazitov D.G. Chuchkalov M.V., Kukushkin A.N. Identification and assessment of the stress-strain state of the main gas pipelines that cross the geodynamic zones. Gazovaya promyshlennost', 2015, no. 11, pp. 47-49 (In Russian).
13. Bykov L. I., Mustafin F.M., Rafikov S.K. Tipovyye raschetypriproyektirovanii, stroitel'stve iremonte gazonefteprovodov [Typical calculations for the design, construction and repair of gas and oil pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2011.748 p.
14. GOST 24950-81 Otvodygnutyye i vstavkikrivyye na povorotakh lineynoy chastistal'nykh magistral'nykh truboprovodov [State Standard 24950-81. Bent branches and elbows at line bends for transmission steel pipelines. Specifications]. Moscow, Ministerstvo stroitel'stva predpriyatiy neftyanoy i gazovoy promyshlennosti Publ., 2003. 13 p.
