CC BY
19ОЦЕНКА РЕСУРСА ДЕФЕКТНЫХ ТРУБ ЛИНЕИНОИ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА НА СТЕНДЕ МЕТОДОМ СТРЕСС-ТЕСТА
УДК 622.691.4
В.А. Шабанов, АО «Газпром оргэнергогаз» (Москва, РФ),
Shabanov@oeg.gazprom.ru
А.Г. Щербаков, к.т.н., пенсионер АО «Газпром оргэнергогаз»,
alex.sherbakov@yandex.ru
В статье представлена оценка остаточного ресурса дефектных труб магистральных газопроводов ПАО «Газпром». Приведен один из способов повышения надежности магистральных газопроводов посредством предпусковых гидравлических испытаний методом стресс-теста, с применением которого были введены в эксплуатацию такие магистральные газопроводы, как «Голубой поток», «Ямал - Европа», «Северные районы Тюменской области -Торжок», «Северный поток».
Рассмотрены результаты сравнения теоретических подходов и практического применения методики гидравлических испытаний методом стресс-теста в целях обеспечения качества как новых, так и бывших в эксплуатации газопроводов. Проведена оценка ресурса дефектных труб магистрального газопровода «Ямбург - Елец» на участке от КС «Давыдовская» до КС «Первомайская».
Описаны результаты работ по выборке бывших в эксплуатации трубных секций. Рассмотрены состав и характеристики дефектов: коррозии, зон продольных трещин, аномалий продольных швов и пр. Представлены данные о создании специального испытательного стенда для отработки технологии и доработке типового технологического оборудования, позволяющей проводить гидравлические испытания повышенным давлением без использования дорогостоящего оборудования.
В статье описана последовательность проведения расчетов по специальной методике испытаний методом стресс-теста, а также приведен ход испытаний на стенде в целях подтверждения расчетного давления разрушения одной из дефектных труб. Для оценки остаточного ресурса дефектных труб даны рекомендации по выполнению соответствующего расчета их выносливости.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ДЕФЕКТНАЯ ТРУБА, МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, ИСПЫТАНИЕ НА СТЕНДЕ, МЕТОД СТРЕСС-ТЕСТА, КРИТЕРИЙ ЛИНЕЙНОГО СУММИРОВАНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ, ОЦЕНКА РЕСУРСА.
Метод стресс-теста - это гидравлическое ударное испытание трубопроводов высокого давления для транспортировки опасных продуктов. Испытание на удар производится в целях продления срока службы трубопроводов и более точной оценки степени безопасности при эксплуатации.
Для достижения этой цели в ходе испытаний необходимо воспрепятствовать появлению дефектов, ввиду своих размеров находящихся в области устойчивого образования трещин, путем создания предварительного напряжения сжатия на концах трещин, которое значительно выше
напряжения растяжения при эксплуатационной нагрузке.
МОНИТОРИНГ ДЕФЕКТНЫХ ТРУБ
Оценка ресурса дефектных труб линейной части магистрального газопровода ставит перед собой следующие цели: снизить затраты при капитальных ремонтах газопроводов за счет применения новых технологий испытаний, обеспечивающих оптимизацию использования имеющихся труб; после капитального ремонта газопровода обеспечить приблизительно равные деформационные свойства труб и снизить уровень остаточных напряжений путем
испытания газопровода методом стресс-теста.
Для оценки ресурса дефектных труб линейной части магистрального газопровода по результатам дефектоскопии дефектных труб, предоставленных ООО «Газпром трансгаз Москва», были отобраны девять труб с различными дефектами: коррозия до 2,7 мм, зона продольных трещин глубиной до 4,9 мм, аномалии продольных швов. Подобные дефекты можно классифицировать как самые опасные [1], поскольку отсутствуют данные по их глубинам.
Для практической реализации методики оценки ресурса
Shabanov V.A., Gazprom orgenergogaz JSC (Moscow, Russian Federation), shabanov@oeg.gazprom.ru Shcherbakov A.G., Candidate of Sciences (Engineering), retiree of Gazprom Orgenergogaz JSC,
alex.sherbakov@yandex.ru
Residual life assessment of defective pipes of the linear part of the main gas pipeline at the testing facility by stress-test approach
The article presents the residual life assessment of defective pipes of the main gas pipelines of Gazprom PJSC. The paper discusses one of the ways to improve reliability of the main gas pipelines through pre-start hydraulic testing by stress-test method, which was used to put the Blue Stream, Yamal - Europe, North Districts of Tumen Region - Torzhok, and the Nord Stream main gas pipelines into operation.
The results of a comparison of the theoretical approaches and practical application of the hydraulic testing by the stress-test method are considered to ensure the quality of both new and used gas pipelines. Residual life assessment of defective pipes of the Yamburg - Yelets main gas pipeline is performed at the section between the Davydovskaya and Pervomayskaya compressor stations.
The results of selection of pipe sections been in operation are described. Composition and properties of defects, such as corrosion, longitudinal crack zones, longitudinal-seam anomalies are presented. Details of the creation of a special test bench for testing the given technology are provided, along with the data for the completion of a main equipment allowing hydraulic pressure testing without using expensive equipment.
Sequence of calculations by a special testing technique using a stress-test method is presented, and a bench testing procedure for confirmation of estimated pressure of destruction of one of the defective pipes is introduced. Recommendations are given for performing fatigue life predictions for residual life assessment of defective pipes.
KEYWORDS: DEFECTIVE PIPE, MAIN GAS PIPELINE, BENCH TESTING, STRESS- TEST METHOD, DAMAGES LINEAR COMBINATION CRITERION, RESIDUAL LIFE ASSESSMENT.
¡а к
ш £2 го ш
q и
15
10
Давление разрушения трубы 11 МПа ......Pipe failure pressure 11 МРа.......
J 200
1900
Время испытаний, ч Test time, h
Рис. 1. Третий этап подъема давления и разрушение трубы № 1184, по данным бортового самописца
Fig. 1. The third stage of pressure buildup and failure of pipe No. 1184, according to the on-board recorder chart
на одной из производственных площадок ООО «Газпром трансгаз Москва» был изготовлен специальный испытательный стенд из девяти дефектных труб Ду 1400, по краям которого были смонтированы толстостенные испытательные камеры, обеспечивающие наполнение водой, испытание на удар и опорожнение стенда. Для выполнения гидравлического испытания методом стресс-теста был переоборудован насос АО-181. Предварительные расчеты подтвердили возможность использования этого насоса для проведения испытаний методом стресс-теста.
РАСЧЕТЫ МЕТОДОМ СТРЕСС-ТЕСТА
Перед началом работ на стенде предварительно были проведены расчеты методом стресс-теста девяти труб 0 1420 * 15,7 мм, определены минимальное и максимальное давления испытаний Ртт = 9,028 МПа и Ртах = 10,929 МПа,
рас ' рас ' '
скорость подъема давления (до 0,44 МПа/мин), циклы подъема давления (от 0,5 до 2,0 МПа) и другие параметры.
С помощью компьютерного моделирования на основе метода конечных элементов и механики разрушений был смоделирован размер дефекта глубиной а = 7,4 мм и полудлиной I = 135 мм в трубе № 1184.
Сравнение позволяет отметить близость значений максимального расчетного давления ртах = 10,929 МПа, максимального
рас ' '
давления Р™х = 11,0 МПа, полу-
ченного при испытании на стенде (рис. 1), и предельного давления для дефектной трубы, вычисляемого по формуле [2]:
тойКИ1-«^
= 10,938, МПа, (1)
пРи 0 = ^1 + 0,31(^)2,
|| 15 ё-5
ШЁ 1 ъ 10
<5 £J
= е 5
OQ 3 __СП
л и
Ч а» О
0Q
а> и
g s -J 1 ас 12™ 13°" 14"° 150а i^dd 1 уоа
^ Время испытаний, ч
Test time, h
18""
l^oo 20"°
Рис. 2. Первый этап подъема давления до заводского, по данным протокола гидравлического испытания
Fig. 2. The first stage of pressure buildup to the factory pressure, according to the protocol of hydraulic testing
Рис. 3. Трещины на трубе № 4276 до испытаний в области 9.1 на поверхности трубы испытательного стенда, предварительно зашлифованной для монтажа тензодатчиков в следующих местах: 1 - бездефектная зона; 2 и 5 - левый и правый края протяженной трещины; 3 и 4 - зоны поверхности трубы по краям протяженной трещины
Fig. 3. Cracks on the pipe No. 4276 before testing in the pipe surface area 9.1 of the test bench, that was polished for installing strain-gage sensors in the following zones: 1 - defect-free zone; 2 and 5 - left and right edges of an extended crack; 3 and 4 - pipe surface areas along the edges of an extended crack
где аи - минимальным предел прочности материала трубы, сти = 589 МПа; I - толщина стенки трубы, t = 15,7 мм; й - внутренний диаметр трубы, й = 1388,6 мм; а - глубина дефекта в стенке трубы, а = 7,4 мм; I - полудлина дефекта в стенке трубы, I = 135 мм; О - профиль дефекта [2].
При разработке данной методики на специальном испыта-
тельном стенде были проведены 13 циклических нагружений с давлением 0,5 и 1,5 МПа до заводского испытательного давления (Рисп = 9,028 МПа) девяти труб (рис. 2). При этом давление на каждом цикле увеличивалось на 0,7 МПа. Такая методика применялась для оценки роста критических глубин трещин при воздействии стресс-теста (рис. 3-6).
Дальнейшие испытания на стенде проводили с перепадом давления от 4 до 9 МПа вплоть до разрушения трубы № 1184 с дефектом аномалии продольного шва после 12 циклов нагружений (рис. 7). Труба находилась на 13-м км от КС «Давыдовская» магистрального газопровода «Ямбург - Елец». После шурфовки дефект трубы был описан как дефект шва без указания глубины.
При многокомпонентных циклических нагрузках, характерных для случайных и повторно-переменных режимов, расчет выносливости необходимо проводить по критерию линейного суммирования повреждений [3]:
(2)
где N. - число циклов нагружений; / - число компонент нагружений; N ]. - предельное допускаемое число циклов нагружений.
Ф =
А А А А
[N\+[Щ2 +[Ы]ъ +[N],
>1, (3)
где N1/[N ]1 - гидроиспытания; - «пуск - останов»;
- эксплуатационный режим; N4/[N]4 - стендовые испытания. Числители дробей соответствуют числу реальных нагружений: N1 = 5 - предпусковые гидравлические испытания; N2 = 23 - циклы «пуск - останов»; Nъ = 6088 - циклы при эксплуатационном режиме; N4 = 25 - циклы на стенде.
Расчеты числа циклов и допускаемое число циклов выполняются в соответствии с уравнением, по которому вычисляется скорость роста трещины [4]:
da dN
,
(4)
где а - глубина дефекта, мм; N = число циклов; С = 0,6610-8, безразмерная величина; АК - коэффициент интенсивности напряжений, МПаУм, АК = 1,12-Аа •(яа)05; п = 2,25 для сталей Х-70 согласно [5], безразмерная величина.
газовая промышленность ремонт и диагностика
№ 5 | 768 | 2018 г.
фектоскопа до дефектной трубы № 1184) при соответствующем напряжении До = 360,05 МПа и глубинах дефектов ан = 0,1 мм и ак = 7,4 мм, подставив эти данные в (5).
Допускаемое число циклов в режиме «пуск - останов» N = 367,9) получим при давлении Р.=13 км = 7,16 МПа при соответствующем напряжении До = 322,2 МПа и глубинах дефектов ан = 0,1 мм, а = 7,4 мм, подставив эти данные вк(5).
По формуле (5) получаем усталостную долговечность эксплуатационного режима дефектной трубы:
N = 2,59-108До-2 25(а "0125 -
3 ' 4 н
- ак-0125) = 6088, (6)
где ан = 0,5 мм согласно [7]; ак = = 7,4 "мм; До = ДР'(Двн + (15,7 -
- 0,5)/2)(15,7 - 0,5)-1 =в67,97 МПа; ДР - перепады давления при рабочих режимах; - внутренний радиус трубы, мм. ДР = 75/10С = = 1,57 МПа при С = 0,21 согласно [8], безразмерная величина.
Рис. 5. Трещины на трубе № 4263 до испытаний в области 1.1 на поверхности трубы испытательного стенда, предварительно зашлифованной для монтажа тензодатчиков в следующих местах: 1, 2, 3 - зоны стресс-коррозионных трещин различной глубины и раскрытия; 4 - зона бездефектной поверхности трубы
Fig. 5. Cracks before testing on the pipe No. 4263 in the pipe surface area 1.1 of the test bench that was polished for installing strain-gage sensors in the following zones: 1, 2, 3 - stress corrosion crack zones with different depth and opening; 4 - defect-free pipe surface area
Рис. 4. Трещины после 13 циклов испытаний на трубе № 4276 Fig. 4. Cracks after 13 test cycles on the pipe No. 4276
После преобразований уравнения (4) получим формулу для оценки усталостной долговечности, выраженной количеством циклов:
N = 2,59-108-До-2 25(ан-°Д25 - а;0Д25), (5)
где До - напряжение, МПа; ан и ак -начальная и конечная глубины дефектов соответственно, мм.
Согласно классификации В.В. Болотина в механике разрушения для «бездефектных» конструкций наибольшее значение имеют дефекты 7-10-го классов с протяженностью 0,01-0,1 мм [6].
Допускаемое число циклов при гидравлическом испытании N = 286,6) получим при давлении Р = 1,175/10 = 8,0 МПа (на расстоянии 13 км от камеры запуска де-
Сведения о ресурсе дефектных труб в зависимости от расстояния до КС и размеров дефектов
Information on the operational life of defective pipes, depending on the distance to the compressor station and the defect size
Номер трубы Расстояние до КС, м Distance to the compressor station, m Вид дефекта Глубина дефекта Defect depth Ресурс труб, годы
Pipe number Defect type % мм mm Operational life of pipes, years
1184 12 775,6 Аномалия продольного шва Longitudinal seam anomaly 0 7,4, по расчету (by calculation) 3,3
2845 31 285 Зона продольных трещин Longitudinal crack zone 28 4,4 4,75
3700 40 693,1 Коррозия Corrosion 15 2,36 6,73
4263 46 888,2 Зона продольных трещин Longitudinal crack zone 31 4,87 7,5
4276 47 039,6 Зона продольных трещин Longitudinal crack zone 21 3,3 8,94
Рис. 6. Трещины после 13 циклов испытаний на трубе № 4263 Fig. 6. Cracks after 13 test cycles on the pipe No. 4263
Аналогично получаем допускаемую усталостную долговечность эксплуатационного режима бездефектной трубы:
[N]3 = 2,59-108-До-2'25(ан-0125 -
- ак-0125) = 9927 циклов, (7)
где aн = 0,01 мм; ак = 15,7 мм; Да = ДР-(йвн + (15,7 - 0,01)/2)-(15,7 -
- 0,01)-1 = 94,87 МПа, ДР = 2,12 МПа согласно [9].
Допускаемое число циклов нагружений на стенде (N = 75,51) получим по формуле (5) при среднем давлении цикла Р = 2,928 МПа [9], соответствующем напряжении До = 246 МПа и глубинах дефектов a = 7,4 мм и a = 15,7 мм.
нк
Если в качестве базовой наработки выбрать период в один год, то остаточный ресурс труб после 23 лет эксплуатации с учетом коэффициента запаса 10 по выносливости[3] определим без учета числа циклов, полученных на стенде (см. табл.).
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Обследования дефектных труб и испытания их методом стресс-теста на стенде показали, что до 60 % труб с дефектом «коррозия» глубиной до 15 % толщины стенки могут быть возвращены в эксплуатацию - этим обеспечиваются оптимизация использования имеющихся труб и выполнение
первого пункта цели работ. Так, из 44 дефектных труб в 32 трубах наблюдалась коррозия до 15 % толщины трубы; в девяти трубах -дефект продольных трещин; в трех трубах - аномалия продольного шва.
Испытание трубопроводов методом стресс-теста в процессе капитального ремонта способно затормозить развитие дефектов коррозионного растрескивания под напряжением с глубиной дефектов до 3 мм толщины стенок труб 0 1420 * 15,7 мм с коэффи-
циентами безопасности по давлению до 1,5 [10], что позволит эксплуатировать газопроводы при проектных режимах [11, 12].
Применение испытаний методом стресс-теста позволило выявить 46 дефектов, отремонтировать их и повторно испытать 1754 км газопроводов до ввода в эксплуатацию. Безотказная эксплуатация указанных выше газопроводов в течение 5-16 лет является хорошей оценкой их надежности. Этот метод применяется в ряде зарубежных стран для
Рис. 7. Дефект трубы № 1184, длина 270 мм Fig. 7. Defect of the pipe No. 1184, length is 270 mm
продления сроков эксплуатации действующих газонефтепроводов.
При проведении пусковых работ были выявлены различные дефекты:
- при продувке и очистке участка газопровода «Голубой поток» установлено, что во время укладки в траншею был допущен аварийный сброс плети труб, что привело к волнообразному сплющиванию трубопровода;
- испытание стресс-тестом выявило три утечки из-за брака при изготовлении деталей крановых узлов (магистральные газопроводы «Ямал - Европа», «Голубой поток», «Северный поток»);
- шесть отказов при сборке крановых узлов (три у КС «Ставропольская» и один у КС «Усть-Ла-бинская» на газопроводе «Голубой поток», один на газопроводе «Ямал - Европа», один на газопроводе «Северный поток»).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Метод стресс-теста - циклическое ударное давление с коэффициентом безопасности 1,5 и более к рабочему. Из-за разности скоростей подъема и сброса давлений в «усах» дефектов типа трещин возникают сжимающие напряже-
ния, превышающие напряжения от растяжений, появляющихся при рабочих нагрузках.
Расчет выносливости по критерию линейного суммирования повреждений позволил оценить остаточный ресурс старых труб с различными дефектами. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Харионовский В.В. Стресс-коррозия магистральных газопроводов: методы, объемы, эффективность диагностирования // Газовая промышленность. 2005. № 7. С. 14-17.
2. Hopkins Ph. The Structural Integrity of Oil and Gas Transmission Pipelines [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.scribd.com/ document/154783658/Pipeline-Integrity (дата обращения: 20.04.2018).
3. СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://files.stroyinf.ru/Data1/59/59474/ (дата обращения: 20.04.2018).
4. Paris P.C., Erdogan F. A Critical Analysis of Crack Propagation Laws // Journal of Basic Engineering. 1963. Vol. 85. № 4. P. 528-534.
5. Barsom J.M., Rolfe G.J. Fracture and Fatigue Control in Structures Applications of Fracture Mechanics. Philadelphia: ASTM, 1999. 524 p.
6. Зорин Е.Е., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И. Оценка степени деградации металла газопроводов // Газовая промышленность. 2003. № 4. С. 57-60.
7. Клюев В.В., Соснин Ф.Р., Ковалев А.В. и др. Неразрушающий контроль и диагностика. М.: Машиностроение, 2003. 656 с.
8. Калинин Н.А., Гецов Л.Б., Рыбников А.И. и др. Материалы магистральных газопроводов и их свойства // Газовая промышленность. 2011. № 1. С. 72-75.
9. Сидорочев М.Е., Есиев Т.С., Ряховских И.В., Зорин Н.Е. Анализ стресс-коррозионного состояния технологических трубопроводов КС и методика их технического диагностирования // Газовая промышленность. 2010. № 9. С. 48-51.
10. Салюков В.В., Арефьев А.Г., Лапин А.Е. и др. Оценка опасности механических повреждений магистрального газопровода // Газовая промышленность. 2005. № 7. С. 22-24.
11. Delbeck W., Engel A., Knocinski Z., Müller D. Auswirkung des Stresstests auf Spannungsrißkorrosionsgeschädigte Leitungsbauteile // GAS-Erdgas. 1993. Vol. 134. № 5. P. 263-271.
12. Dechant K.E. Stresstests an Rohrleitungen zur Erhöhung der Sicherheit und Lebensdauer // Technische Überwachung. 1972. Vol. 13. No. 3. P. 79-85.
REFERENCES
1. Kharionovsky V.V. Stress Corrosion of Main Gas Pipelines: Methods, Volumes, Diagnostic Efficiency. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2005, No. 7, P. 14-17. (In Russian)
2. Hopkins Ph. The Structural Integrity of Oil and Gas Transmission Pipelines [Electronic source]. Access mode: https://www.scribd.com/ document/154783658/Pipeline-Integrity (access date: April 20, 2018).
3. Company Standard STO Gazprom 2-3.5-252-2008. Method for Extending the Period of Safe Operation of the Main Gas Pipelines of Gazprom OJSC [Electronic source]. Access mode: http://files.stroyinf.ru/Data1/59/59474/ (access date: April 20, 2018). (In Russian)
4. Paris P.C., Erdogan F. A Critical Analysis of Crack Propagation Laws. Journal of Basic Engineering, 1963, Vol. 85, No. 4. P. 528-534.
5. Barsom J.M., Rolfe G.J. Fracture and Fatigue Control in Structures Applications of Fracture Mechanics. Philadelphia: ASTM, 1999. 524 p.
6. Zorin E.E., Lanchakov G.A., Stepanenko A.I. Assessment of Degradation Factor of the Metal Pipelines. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2003, No. 4, P. 57-60. (In Russian)
7. Klyuev V.V., Sosnin F.R., Kovalev A.V., et al. Non-Destructive Testing and Diagnostics. Moscow, Mashynostroenie, 2003, 656 p. (In Russian)
8. Kalinin N.A., Getsov L.B., Rybnikov A.I., et al. Main Gas Pipeline Materials and Properties. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2011, No. 1, P. 72-75. (In Russian)
9. Sidorochev M.E., Esiev T.S., Ryakhovskikh I.V., Zorin N.E. Analysis of Stress-Corrosion State of the Industrial Pipelines of Compressor Station and a Method of Their Technical Diagnosis. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2010, No. 9, P. 48-51. (In Russian)
10. Salyukov V.V., Arefiev A.G., Lapin A.E., et al. Assessment of Mechanical Damages Risk to the Main Gas Pipeline. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2005, No. 7, P. 22-24. (In Russian)
11. Delbeck W., Engel A., Knocinski Z., Müller D. Auswirkung des Stresstests auf Spannungsrißkorrosionsgeschädigte Leitungsbauteile. GAS-Erdgas, 1993, Vol. 134, No. 5, P. 263-271.
12. Dechant K.E. Stresstests an Rohrleitungen zur Erhöhung der Sicherheit und Lebensdauer. Technische Überwachung, 1972, Vol. 13, No. 3, P. 79-85.
