Оценка напряженно-деформированного состояния трубопровода перед выводом в ремонт Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

УДК 69.058.5

https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10401

ОЦЕНКА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА ПЕРЕД ВЫВОДОМ В РЕМОНТ

С.Г. ИВАНЦОВА, д.т.н., проф. кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ

Б.В. БУДЗУЛЯК, д.т.н., проф. кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и хранилищ, президент СРО «Ассоциация строителей нефтяного и газового комплекса» Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина (Россия, 119991, Москва, Ленинский пр., д. 65, корп. 1). E-mail: sivants11@gmail.com, E-mail: srgnp@gubkin.ru

В связи с необходимостью обеспечения эксплуатационной надежности и экологической безопасности магистральных трубопроводов реализуются масштабные программы реконструкции трубопроводных систем. В рамках реконструкции по результатам внутритрубной диагностики проводится оценка технического состояния трубы, основанная на определении напряжений в ее стенке, но не учитывающая ряд значимых факторов, а именно: естественное и деформационное старение стали, усталость металла труб; экспоненциальную закономерность роста корози-онных дефектов при повышении уровня напряжений в процессе эксплуатации. Количественный анализ перечисленных факторов дает возможность адекватно оценить состояние выводимого в ремонт участка трубопровода с учетом остаточных напряжений, накопленных в стенке трубы к моменту вывода участка из эксплуатации. В статье предложено оценку напряженно-деформированного состояния изношенного трубопровода проводить на основе теории линейного накопления повреждений с учетом коэффициентов и зависимостей, учитывающих процессы старения, упрочнения и усталости трубной стали в дефектной зоне.

Ключевые слова: трубопровод, диагностика, стенка трубы, дефект, напряженно-деформированное состояние, сталь, усталость, цикл, повторно-статическое нагружение, суммирование повреждений, оценка опасности, коэффициент упрочнения, коэффициент старения, коэффициент концентрации, ремонт.

В настоящее время нефтегазотранспортная система страны расширяется за счет строительства новых трубопроводов и, в значительной степени, за счет реконструкции существующих трубопроводных магистралей. Вместе с тем, приходится констатировать факт отставания отечественной нормативно-технической базы от потребностей современного трубопроводного строительства (реконструкции). Основным нормативным документом в этой области является [1], не регламентирующий требования к оценке остаточных напряжений в стенке длительно эксплуатируемой трубы, уровень которых актуален при выборе способа ремонта трубопровода (по результатам внутритрубной диагностики определяется концентрация напряжений в зоне дефекта без учета накопившихся остаточных напряжений). В этой связи разработка инженерных методов для адекватной оценки остаточной прочности трубопроводов с учетом перенапряженных дефектных зон является важной задачей как для безопасности ремонтных работ, так и для обеспечения эксплуатационной надежности отремонтированной трубы.

Выбор определяющих параметров для оценки технического состояния трубопровода проводится на основе анализа проектных требований, условий взаимодействия трубы с внешней средой и транспортируемым продуктом, механизмов повреждений металла, а также возможностей средств диагностики. Существующие в настоящее время внутритрубные дефектоскопы работают на электромагнитном принципе, на постоянных магнитах и на ультразвуковом

4 • 2018

принципе. Практика показывает, что оптимальным является взаимное дополнение магнитной и ультразвуковой систем диагностики. Согласно действующим нормативным документам [1] работоспособность магистральных трубопроводов оценивается по предельному состоянию, при этом не учитываются в явном виде дефекты и связанная с ними концентрация напряжений. В связи с этим разрабатываются рекомендации по определению работоспособности труб с повреждениями [2, 3, 4]. В этих рекомендациях учитывается влияние на работоспособность труб геометрических характеристик дефектов, физико-механических свойств материала, категорий участков и величины внутреннего давления. При этом оценка опасности дефектов проводится исходя из остаточной толщины стенки.

Методология и процедура оценки опасности коррозионных дефектов впервые наиболее полно была представлена в ОАО «Газпром» [5]. Основные положения данного документа были использованы в дальнейшем и в нефтяной промышленности. Особенностями этого документа являются: наиболее полный учет концентрации напряжений и деформаций зоны дефекта на основе моделирования методом конечных элементов с последующим локальным упруго-пластическим анализом; оценка допустимости дефектов с учетом глубины б, длины и угловой ширины дефекта 0; увязка коэффициентов запаса по предельным состояниям с действующей нормативной документацией. Полученные на основе расчетов методом конечных элементов зависимости коэффициентов концентрации кольцевых

5

и продольных напряжений от размеров дефектов и характеристик труб были аппроксимированы формулами. Для перехода от упругих коэффициентов концентрации к упруго-пластическим величинам были использованы соотношения Нейбера [6, 7].

За рубежом широкую известность в практике оценки опасности коррозионных дефектов трубопроводов получил стандарт [8]. Стандарт использует положение о том, что для коррозионного дефекта глубиной d и протяженностью L вдоль оси трубы с толщиной стенки t и номинальным диаметром D предельное номинальное окружное напряжение Sf должно рассчитываться по формуле:

А) - А

Бг = 1,1 БМУБ-

Ао - АМ

(1)

М =

(0,893^)2

+1.

(2)

В = .

-^-1 -1 при 0,175 < б < 0,8. (4)

1,1 - 0,15 ) t

упрочнения, который количественно учитывается коэффициентом упрочнения kу:

к- =

(5)

где SMYS - минимальный гарантированный предел текучести, определяемый при полной деформации в 0,5%; A0 = Lt -площадь сквозного дефекта протяженностью L; A = 2/3Ld -расчетная площадь сечения дефекта в продольной плоскости (если это сечение аппроксимировано параболой); корректирующий коэффициент M определяется по формуле:

Таким образом, по стандарту [8] опасность коррозионного дефекта определяют два размера: протяженность вдоль оси трубы и максимальная глубина. В соответствии с положениями стандарта коррозионные дефекты глубиной более 80% от толщины стенки подлежат ремонту; дефекты с глубиной 10% и менее считаются неопасными и требуют только устранения причин коррозии. Остальные дефекты глубиной от 10% до 80% должны удовлетворять условию допустимости по протяженности:

^ < 1,12 В4Ш, (3)

где коэффициент B рассчитывается следующим образом:

В = 4 при 0,1 < б <0,175;

где а'В - предел прочности после эксплуатации трубопровода; стд - предел прочности до начала эксплуатации.

При расчетах прочности трубопроводов для всех дефектов учитывается снижение трещиностойкости трубной стали из-за ее старения при длительной эксплуатации в течение периода t с помощью коэффициента старения

К = 1 + 0,025 СЭКВ • t, (6)

где Сэкв - эквивалентное содержание углерода в стали.

Истинную опасность для трубопроводов представляет не медленное естественное старение, а деформационное старение, которое практически всегда наблюдается при монтаже и эксплуатации трубопроводов.

- малоцикловая усталость металла из-за действия повторно-статических нагрузок при изменении внутреннего давления (участки трубопроводов могут испытывать 350 и более циклов повторных нагружений в год при пороге малоцикловой усталости 1000 циклов). Под воздействием повторно-статического нагружения происходит накопление повреждений в стенке труб и снижается их работоспособность. Долговечность в области малоцикловой усталости связана с пластической циклической деформацией следующим соотношением:

N

(7)

Анализ существующих в настоящее время методов оценки опасности дефектов показывает, что по предлагаемым методикам определяется область допустимых дефектов коррозионной потери металла, с которыми труба способна выдержать давление гидроиспытаний, но при этом не учитываются остаточные напряжения, накопившиеся в стенке трубы до проведения внутритрубной диагностики.

Для количественной оценки остаточных напряжений необходимо учитывать факторы, обуславливающие деградацию металла стенки трубы, а именно:

- естественное старение трубной стали (табл. 1), наиболее свойственное кипящим сталям с грубой структурой и значительным количеством примесей, которое, согласно теории дислокаций, объясняется воздействием атмосферы инородных атомов;

- деформационное старение, вызываемое термическим циклом при сварке и характеризуемое эффектом

где Np - число циклов до разрушения в - размах пластической деформации за один цикл; m (m = 0,5-1,0), C - постоянные.

При циклическом нагружении развитие пластических деформаций идет опережающими темпами в поверхностных слоях металла, а затем локализуется в окрестностях дефекта, являющегося концентратором напряжений. В бездефектной зоне основного металла стенки трубы вышеприведенные факторы длительной эксплуатации компенсируются коэффициентами запаса [1], но в зоне дефекта старение и усталость приводят к значительному повышению уровня напряжений. При диагностике на стенках труб наиболее часто идентифицируются следующие дефекты: риски, забоины, надрезы, трещины, коррозионные язвы и вмятины. Влияние классических (не трещинообразных) дефектов на работоспособность труб выражается через теоретический коэффициент концентрации напряжений аСт, связанный с напряжениями следующим образом:

" Сттах / г

(8)

где сттах - максимальное напряжение в вершине дефекта; стнетто - среднее напряжение в нетто-сечении. Значение стнетто связано с номинальным напряжением стн в неповрежденной трубе следующей зависимостью:

-иг8

(8 - а)

(9)

где 8 - нормальная толщина стенки трубы; (8 - Ь) - остаточная толщина стенки; Ь - глубина механического повреждения.

Связь между допустимой амплитудой пластической деформации в металле труб и допустимым числом циклов нагружения внутренним давлением можно представить в виде следующих уравнений:

Таблица 2

Оценка использования ультразвукового воздействия для очистки от АСПО в разных емкостях (для одного излучателя)

8 . = _%_ N

ьа/1 '"а/1

Ке

■ К

5 даа'

(10) (11)

где % - коэффициент, характеризующий пластические свойства металла труб; тс - коэффициент, учитывающий влияние внешних условий; ераб -номинальные деформации в основном металле вне зоны концентратора напряжений.

Допустимый теоретический коэффициент концентрации напряжений аО определяется из формулы Нейбера:

V кг=а% (12)

ка=^, (13)

О

где коэффициент концентрации

напряжений кО определяется с

помощью кривой растяжения «нагрузка - деформация»

для конкретной марки трубной стали, при этом а соот-

Время Ударная вязкость (мДж/м2)

Марка стали эксплуатации, лет плюс 20 °С минус 40 °С после термообработки

17ГС Исходное состояние 0,6-0,7 0,4 -

16 0,43 0,23 0,5

19 0,46 0,18 0,45

29 0,3 0,13 0,4

14ХГС Исходное состояние 0,65 0,5 -

12 0,52 0,41 0,6

24 0,48 0,38 0,53

30 0,46 0,36 0,5

19Г 20 0,38 0,17 0,47

30 0,22 0,12 -

14ГН 22 0,32 0,28 0,45

Х52 20 0,39 0,32 0,55

30 0,38 0,29 0,5

10Г2С Исходное состояние 0,6 0,45 -

32 0,41 0,33 0,5

раб

ветствует значению втах = ке •

Допустимое число циклов до разгерметизации трубопровода N рассчитывается на основе следующих зависимостей:

100

Б1 ■ !п-

100-у

4 [М ]

1 + Я 1-R

4 [М ]

1+К 1-R

Б1 ■ !п-

100

100-

У

4 (% [М]тР)+^ 4(пм [М]тР )■

1 + R' 1-R

; (14)

(15)

где Е - модуль упругости при температуре ? в начальной стадии эксплуатации; оВ - сопротивление стали растяжению при тех же условиях; тр и те- коэффициенты, характеризующие свойства е стали; У - относительное сужение растянутого стального образца при температуре ? °С; Я -коэффициент асимметрии условных упругих и действительных напряжений; nN - коэффициент запаса по долговечности, для трубопровода = 10; па - коэффициент запаса по напряжениям, для трубопровода па = 2.

Минимальное значение [М]т|п, полученное в результате расчета по зависимостям (14) и (15), принимается за допустимое:

[М] . = .

При анализе технического состояния трубопровода на этапе расчета его напряженно-деформированного состояния перед ремонтом необходим учет всех перечисленных

выше факторов длительной эксплуатации, а также внутреннего давления и профиля трассы. Исходные данные для расчета НДС поврежденного трубопровода и этапы расчета приведены на рис. 1.

Факторы старения и усталости металла труб, совместное воздействие которых влияет на степень опасности дефектов, необходимо свести в общую модель, позволяющую рассчитать напряжения в зоне дефекта трубопровода. Для этого применяется метод определения деформаций в упру-гопластической зоне стенки труб с помощью интерполяционных функций, вводимых для определения коэффициентов концентрации напряжений и деформаций в упругой области. Модель основана на зависимостях (16) и (17), в которых эффекты старения и коррозии учтены параметрами аа = /(5), о, = К3).

аО; вт

(1 - вт )2 , 1 - вт

(ааОп )п(1-вт )[1-(;п-1/а;)]

-2 4а п

при Оп < 1,

ка=<

аОе пвт

]Оп(аООп)п(1-вт )[1-(;п-1/ао)]

при Оп > 1,

(1 - вт )2 -2 4оп

2оп

(16)

1 -вт 2оп

(17)

где п - постоянная, определяемая из расчета или из эксперимента для данных величин аО и Оп; вт - модуль упрочнения в упругопластической области при линейной аппроксимации диаграммы деформирования.

В предельном упругом случае аО = 1 и Оп = 1/аО = 1; при упругих деформациях в зоне концентрации т = вт = 1.

О

О Л

к

О

4 . 2018

7

Рис. 1. Исходные данные для расчета НДС трубопровода и этапы расчета

I этап II этап

. — — — — — — пг — — — — —

Коэффи состояния трубы и 1циенты материала дефекты

Допустимый уровень циклического нагружения

Скорость коррозии

III этап

J 1_

Рассчитанные с помощью зависимостей (16) и (17) значения Кае дают возможность количественно оценить уровень напряжений в зоне дефекта стенки трубы, после этого задачу выбора способа ремонта и схемы производства ремонтных работ целесообразно решать с помощью теории линейного накопления повреждений, согласно которой при повторно-статических нагрузках от изменения внутреннего давления повреждения в стенке трубы накапливаются (суммируются). При простом повторно-статическом нагруже-нии (рабочее давление и амплитуда напряжений постоянны) накопленное повреждение определяется формулой:

N

I =— (18)

N

где N - число перепадов давления за период; N - общее число циклов, которое может выдержать труба с дефектом при конкретном режиме эксплуатации.

Если труба испытывает сложное нагружение: N1 циклов с рабочим давлением P1 и перепадами AP1, N3 циклов с рабочим давлением P2 и перепадами AP2 и т.п., накопленное повреждение определяется формулой:

I = N + N2 + ^ N0 N0

(19)

• !п-

100 '100-Т

]

1 + « 1-А

4^ ]

1 + А 1-А

(20)

„ стн -ст

А = -Н

стН + ста

получаем:

а при этом ста = ст(Ртах) ст(рг|'п); тогда из (20)

1 + А

1—А

1^_Н-а

стН +ста +стН -ста

стН +ста -стН +ста

Н

ан - номинальные напряжения в стенке трубы вне зоны дефекта; у, mp и me - параметры, характеризующие свойства трубной стали. Предварительные значения напряжений стн и ста определяются по формуле расчета кольцевых напряжений.

Анализ повторно-статического нагружения проводится не сразу за весь период эксплуатации трубопровода, который может достигать нескольких десятков лет, а за дискретные временные интервалы t, в течение которых скорость коррозии изменяется следующим образом:

66 6

= и0 ехр

'•стн (0 А • Т

(21)

"1 '"2

где N0 - число циклов, которое труба может выдержать в режиме п.

Величина определяется из аналитических зависимостей между амплитудой условных упругих напряжений ста и числом циклов N, рекомендованных при расчетах малоцикловой усталостной прочности конструкций [7]:

где и0 - начальная (проектная) скорость коррозии металла стенки трубы определяемая с учетом свойств грунта; V -молярный объем металла; R - универсальная газовая постоянная; Т - абсолютная температура.

Если период эксплуатации трубопровода разбить на дискретные интервалы t, в течение которых номинальное напряжение изменяется незначительно, то зависимость (21) приводится к виду:

6 60 ( V •стн

-<-° • ехр I-н

I ИТ

(22)

где R - коэффициент асимметрии, принятый одинаковым для условных упругих и действительных напряжений, что возможно при упругой деформации, имеющей место в случае циклического нагружения трубопровода:

где 60 - начальная толщина стенки трубы.

Тогда накопившееся повреждение в стенке трубы за весь период эксплуатации (Т) рассчитывается по формуле (19) как сумма повреждений за временные интервалы t:

t=1

В соответствии с изложенным для каждого временного интервала ? и режима нагружения п значения напряжений стн, стмах и стт1п определяются следующим образом:

Pn •

( V •<

D - 250 • exp I -

RT

с.

in(t=1)

250•exp

V •с

_H

RT

(Pn +Apn )■

D -250 •exp

V •с

_Ho

RT

Tmax n(t=1)

( V •

2§n-i • exp I -

RT

; (24)

(Pn -APn)

( V •(

D-250 •expI -

RT

с,

min n(f=1)

( V •

250•expI -

RT

с

'(f) =с'-

K_ (f). с

^s (f).

max

:(f)

с K—f). с (f) = с max (f).min(f) Cmin ^s(f).

(26)

В формулах (24) Р - внутреннее давление в произвольной точке исследуемого участка, определяемое для нефтепроводов следующим образом:

Р = р- ^ + у я • (Н - Н), (25)

42 - Ч

где Р1, Р2 ,Р - давление в начале, в конце, в произвольной точке участка; ^, - километровые отметки этих точек; Н1, Н2, Н- высотные отметки этих точек; у - плотность перекачиваемого продукта; ц =9,8 м/сек2 - ускорение свободного падения.

Учет эффекта старения на каждом интервале I проводится с помощью коэффициентов упрочнения Ку и деформационного старения К3, вводимых в формулы (24) через напряжения:

С учетом вышеизложенного количественная оценка предельного числа циклов нагружения трубопровода до разгерметизации Ы* = [Ы] определяется из зависимости (20) преобразованием степенной функции через показательную функцию и логарифм посредством соотношения ав = ехр(в !па) и с учетом соотношения Эйлера между показательными и тригонометрическими функциями.

Полученное в результате расчета по формулам (20)-(26) значение [Ы] используется для определения суммарной поврежденности трубопровода По за весь период его эксплуатации. Если значение поврежденности По << 0,85, то трубопровод может функционировать с понижением давления перекачки, если 0,85 < По < 1, то трубопровод необходимо ремонтировать (способ и параметры ремонта должны выбираться исходя из НДС дефектной зоны трубы как указано выше), если По = 1, трубопровод находится на грани разгерметизации.

Выводы

Для адекватной оценки технического состояния выводимого в ремонт трубопровода необходимо учитывать не только концентрацию напряжений в зонах повреждений стенки трубы, определяемую на основе геометрических параметров идентифицированных внутритрубной диагностикой дефектов, но и остаточные напряжения, накопленные в стенке трубы к моменту вывода участка из эксплуатации. При определении остаточных напряжений следует количественно оценивать влияние естественного и деформационного старения, усталости металла вследствие повторно-статического нагружения со стороны потока транспортируемого продукта, а также воздействие коррозионной среды.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.

2. Макаров Г.И. Стратегия технической политики модернизации систем трубопроводного транспорта нефти и газа // Сварочное производство. 2013. № 9. С. 44-48.

3. Макаров Г.И. Нефтегазовые сварные конструкции и сооружения. Расчет и проектирование: учеб. для вузов. М.: Изд-во «Спутник», 2013. 360 с.

4. Боброва Н.Л., Герман О.В., Полубок В.А. Оценка повреждений магистральных трубопроводов. // Технические науки - от теории к практике: сб. ст. по матер. VI межд. науч.-практ. конф. Новосибирск: СибАК, 2012.

5. ВРД 39-1.10-004-99 Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса. М.: ИРЦ Газпром, 2000. 41 с.

6. Когаев В.П., Махутов Н.А., Гусенков А.Л. Расчет деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. М.: Машиностроение, 1985. 224 с.

7. Серенсен С.В., Шнейдерович М.Р., Махутов Н.А. и др. Прочность при малоцикловом напряжении. М.: Наука, 1975. 288 с.

8. ASME B31G-2009 Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. Supplement to ASME B31 Code for Pressure Piping

EVALUATION OF THE STRESS-STRAIN STATE OF THE PIPELINE BEFORE THE WITHDRAWAL FOR REPAIR

IVANTSOVA S.G., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Pipeline and Storage Facilities Construction and

Rehabilitation

BUDZULYAK B.V., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Pipeline and Storage Facilities Construction and

Rehabilitation, President SRO Associationof Gas and Oil Complex Builders

Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (65, korp.1, Leninskiy pr., 119991,

Moscow, Russia).

E-mail: sivants11@gmail.com, E-mail: srgnp@gubkin.ru

4 • 201!

9

ABSTRACT

Due to the need to ensure operational reliability and environmental safety of trunk pipelines, large-scale programs for the reconstruction of pipeline systems are being implemented. As part of the reconstruction, according to the results of in-line diagnostics, an assessment of the technical condition of the pipe is carried out, based on the determination of stresses in its wall, but not taking into account a number of significant factors, namely: natural and deformation aging of steel, fatigue of the metal of pipes; exponential pattern of growth of corrosion defects with increasing stress levels during operation. A quantitative analysis of these factors makes it possible to adequately assess the condition of the pipeline section to be repaired, taking into account residual stresses accumulated in the pipe wall by the time the site is decommissioned. The article proposes an assessment of the stress-strain state of a worn-out pipeline based on the theory of linear accumulation of damage, taking into account coefficients and dependencies that take into account aging processes, hardening and fatigue of pipe steel in the defective zone.

Keywords: pipeline, diagnostics, pipe wall, defect, stress-strain state, steel, fatigue, cycle, re-static loading, damage summation, hazard assessment, hardening factor, aging factor, concentration coefficient, repair.

REFERENCES

1. SP 36.13330.2012 Magistral'nyye truboprovody. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP 2.05.06-85* [SP 36.13330.2012 Trunk pipelines. Updated version of SN&P 2.05.06-85 *].

2. Makarov G.I. Technical policy strategy for the modernization of oil and gas pipeline transportation systems. Svarochnoye proizvodstvo, 2013, no. 9, pp. 44-48 (In Russian).

3. Makarov G.I. Neftegazovyye svarnyye konstruktsii i sooruzheniya. Raschet i proyektirovaniye [Oil and gas welded structures. Calculation and design]. Moscow, Sputnik Publ., 2013. 360 p.

4. Bobrova N.L., German O.V., Polubok V.A. Tekhnicheskiye nauki - ot teorii k praktike: sb. st. po mater. VI mezhd. nauch.-prakt. konf. [Technical science - from theory to practice: collection of articles in the materials of VI inter. scientific practical Conf]. Novosibirsk, SibAK Publ., 2012.

5. VRD 39-1.10-004-99. Metodicheskiye rekomendatsii po kolichestvennoy otsenke sostoyaniya magistral'nykh gazoprovodov s korrozionnymi defektami, ikh ranzhirovaniya po stepeni opasnosti i opredeleniyu ostatochnogo resursa [Internal Ruling Document 39-1.10-004-99. Guidelines for the quantitative assessment of the state of gas pipelines with corrosion defects, their ranking by hazard and the determination of the residual life]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 2000. 41 p.

6. Kogayev V.P., Makhutov N.A., Gusenkov A.L. Raschet detaley mashin i konstruktsiy na prochnost' i dolgovechnost' [Calculation of machine parts and structures for strength and durability]. Moscow, Mashinostroyeniye Publ., 1985. 224 p.

7. Serensen S.V., Shneyderovich M.R., Makhutov N.A. Prochnost' pri malotsiklovom napryazhenii [Durability at low-cycle stress]. Moscow, Nauka Publ., 1975. 288 p.

8. ASME B31G-2009 Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines. Supplement to ASME b31 code for pressure piping.