CC BY
85
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10206
ОЦЕНКА РЕСУРСА
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ
В УСЛОВИЯХ ПОПЕРЕЧНОГО
КОРРОЗИОННОГО
РАСТРЕСКИВАНИЯ
ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ
И.М. ИСЛАМОВ, аспирант
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Россия, 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).
E-mail: [email protected]
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: [email protected]
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: [email protected]
Статья посвящена вопросам оценки остаточного ресурса магистральных газопроводов, подверженных поперечному коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН). В результате проведенных металловедческих исследований установлена закономерность изменения скорости поперечной деформации труб с ослабленным сечением. Предложена формула для оценки остаточного ресурса газопроводов, эксплуатирующихся в условиях коррозионно-механических воздействий, отличающаяся применимостью к КРН поперечного типа.
Ключевые слова: остаточный ресурс, газопровод, стресс-коррозия.
В настоящее время наука о трубопроводах [1-4] выделяет два основных подхода к прогнозированию долговечности газопроводов.
Первый - детерминистический. При нем все факторы, влияющие на поведение конкретных дефектов, считаются вполне определенными. Он исключает всякую случайность и основан на допущении высокой достоверности результатов диагностики.
Если же оценка ресурса вынуждена зависеть от факторов, представляющих собой случайные величины с известными статистическими характеристиками, применяется вероятностно-статистический метод. Зачастую он используется тогда, когда полученные на основе выборки выводы нужно распространить на всю совокупность (по принципу «от частного к общему»).
Сегодня на практике применяются оба этих подхода, а выбор определяется преобладанием либо детерминированности, либо случайности.
Вместе с тем, при достаточно широком развитии детерминистических моделей, используемых для прогнозирования разрушений [1-4], действующие отраслевые нормативы не всегда применимы при вероятностном подходе к оценке ресурса.
Так, при отказах, обусловленных развитием коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), оценка показателей надежности корректна только тогда, когда поток имеет «пуассоновскую» форму (как при продольном КРН) [2, 3, 5].
В то же время функция распределения аварий по причине продольного КРН не работает в условиях поперечного КРН, поскольку там отклонений квантилей от нормальности не происходит [2, 6-8].
Требуется поиск новых моделей, пригодных для прогнозирования остаточного ресурса газопроводов, подверженных поперечному КРН.
Задача о ползучести трубы от действия циклических и/ или квазистационарных напряжений имеет элементарное решение. К примеру, для описания процесса продольного КРН в работе [4] рекомендовано применять модель коррозионной стойкости
■mct
CT-CTth = Aft
где ст - максимальные напряжения; At, m
ct
(1)
■ эмпирические коэффициенты, описывающие зависимость циклического и/или квазистационарного процесса КРН; - пороговое напряжение, ниже которого КРН не наблюдается.
Зависимость степенного показателя т от коэффициента ослабления стенки трубы кг, найденная в ходе лабораторных испытаний [9], представлена на рис. 1.
Проинтегрировав (2) при начальных условиях ? = 0, р = р0, а = 0, получаем первообразную функцию
1-
= 2т-2
M
EJ 5-a
ti
1
Однако из-за принципиальных различий в природе возникновения продольного и поперечного КРН [5, 9] прямое использование (1) в случаях с последним недопустимо.
Поскольку главным фактором, провоцирующим образование (развитие) поперечного КРН, являются непроектные фибровые напряжения [5, 9], а p>D (радиус кривизны и диаметр трубы соответственно), можно допустить, что уровень поперечной деформации при изгибе будет определяться преимущественно закономерностями изменения продольных усилий.
Испытания на растяжение образцов [10], вырезанных в продольном направлении из металла труб Х70 (DN1400x16,
<T = 485 МПа, <вр = 630 МПа), содержащих поперечные кор- При p ^ 0 находим время разрушения розионные трещины с глубиной от 10 (порог чувствительности снаряда-дефектоскопа) до 60% толщины стенки, проводились на универсальной электромеханической машине большой жесткости Schenck Trebel RMC100 (США) в среде, моделирующей почвенный электролит. В качестве такого электролита использовался однонормальный раствор солей угольной кислоты. Всего испытаниям подвергалось 60 образцов (по 10 на каждую глубину трещин). Было сделано допущение, что скорость поперечной деформации пропорциональна скорости активного захвата разрывной машины, измеренной до достижения заданной величины остаточной пластичности. Исходя из того что поперечное КРН преимущественно возникает на криволинейных участках при их поперечном изгибе, который при p > D по своей сути сводится к их растяжению, скорости поперечной деформации и изменения кривизны труб также считались подобными.
С учетом полученных результатов было определено, что скорость деформации труб в поперечном направлении меняется по степенному закону
(3)
-
2т — 2
M
(4)
_EJ 5-a_
После совместного решения (3) и (4) имеем
1
<М1-t|2т
Р0
(5)
С учетом того, что при внецентренном нагружении фибровые напряжения прямо пропорциональны изгибным напряжениям, которые в свою очередь обратно пропорциональны радиусу кривизны,уравнение (5)сведем к виду
[<f
1-1
1
2т
(6)
а -1 dp- - \ M _5_
(2)
где 1 - время эксплуатации трубопровода; М - изгибающий момент; Е - модуль упругости металла трубы; I - осевой момент инерции поперечного сечения трубы; 5 -номинальная толщина стенки трубы; а - глубина коррозионной трещины; А, т - эмпирические коэффициенты, характеризующие закон изменения скорости деформации трубы с ослабленным сечением.
Рис. 1. Эмпирическая зависимость степенного показателя m от коэффициента ослабления стенки трубы kf
1
0,9
где ¡2 - время эксплуатации участка от начала изменения его кривизны до контроля технического состояния, годы; [ст^- предельное значение фибровых напряжений, МПа;
- фактическое значение фибровых напряжений за пределами упругости, определяемое из выражения
E • D 2•p ,
(7)
где Е - эффективное значение модуля Юнга, работающее за пределами упругости [11], МПа.
Потеря несущей способности потенциально опасных участков (ПОУ) по признаку поперечного КРН наступит тогда, когда фибровые напряжения достигнут своего предельного состояния ([^ принимается стт [5, 9]). Отсюда с учетом введения кг в основание степени, без которого оно не имеет физического смысла согласно (2), остаточный ресурс дефектного участка ¡ост будет определяться из уравнения
t0CT - t2
1-
<т • kf
2т
(8)
где <т - предел текучести металла трубы, МПа; kf - коэффи-
5-a
циент ослабления стенки трубы, определяемый как 5
Рис. 2. Журнал отводов, сформированный в составе отчета по результатам ВТД МГ Уренгой-Новопсков на участке 1751-1843 км (март 2015 г.]
Несколько слов о границах применимости (8). Согласно статистике [5, 9, 12, 13], механический долом (аварийное разрушение) при поперечном КРН может наступать при глубине трещины от 0,55. С учетом этого выражение (8) применимо только при одновременном
соблюдении
0,5 < к < 1 0,5<т < < <<
Рис. 3. Журнал отводов, сформированный в составе отчета по результатам ВТД МГ Уренгой-Новопсков на участке 1751-1843 км (февраль 2017 г.]
В качестве примера рассчитаем остаточный ресурс трубы 10176 (отвод холодного гнутья) на участке 1751-1843 км газопровода Уренгой-Новопсков (0141400x15,7), сооруженном из трубной стали Х70 (<т = 485 МПа, <вр = 630 МПа).
П о данным трех ВТД (2013, 2015, 2017) кривизна на этом отводе сохраняла свое значение до 2015 года (121 м, рис. 2), но после начала стремительно меняться, достигнув в феврале 2017 года уже 76,1 м (рис. 3). При этом была обнаружена прежде не выявленная группа поперечных коррозионных трещин глубиной от 20 до 22% толщины стенки (рис. 4).
Исходные данные для расчета: ¡2 = 1,75 года (май 2015 - февраль 2017), < =364 МПа, кг = 0,78, т = 2,5 (см. рис. 1).
Таким образом,
От = 1,75
364 1
485 0,78
= 0,33 года. (9)
Рис. 4. Журнал выявленных аномалий, сформированный в составе отчета по результатам ВТД МГ Уренгой-Новопсков на участке 1751-1843 км (февраль 2017 г.]
Стоит сказать, что в апреле 2017 года данный отвод был заменен. Обращает внимание глубина трещины, которая за неполные два месяца возросла еще на 9%. Другими словами, механический долом, по статистике наступающий при глубине поперечной коррозионной трещины от 50% толщины стенки [5, 9], мог произойти уже в августе 2017 года. Расчетно, формула (9), - в июне того же года, что говорит о возможности ее использования с приемлемой для практики точностью.
Выводы
В ходе металловедческих исследований получена новая эмпирическая зависимость, пригодная для прогнозирования остаточного ресурса газопроводов в условиях коррози-онно-механических воздействий, отличающаяся применимостью к КРН поперечного типа. На реальном примере доказана возможность ее использования с достаточной для практики точностью.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Р Газпром «Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов». М.: ООО «Газпром экспо», 2013. 117 с.
2. РД 51-4.2-003-97. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997. 90 с.
3. СТО Газпром 2-2.3-253-2009. Методика оценки технического состояния и целостности газопроводов. М.: ООО «Газпром экспо», 2009. 73 с.
4. СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». М.: ООО «Газпром экспо», 2009. 99 с.
5. Чучкалов М.В. Теория и практика борьбы с коррозионным растрескиванием под напряжением на магистральных газопроводах . М.: МАКС Пресс, 2016. 336 с.
6. Чучкалов М.В., Гареев А.Г. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов различным типам КРН // Экспозиция Нефть Газ, 2013. № 4 (29). С. 74-77.
7. Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте России: учеб. пособие / Под ред. Б.Е. Прусенко, В.Ф. Мартынюка. М.: ООО «Анализ опасностей», 2003. 351 с.
8. Варламов Д.П., Канайкин В.А., Матвиенко А.Ф. и др. Мониторинг дефектности и прогноз состояния магистральных газопроводов России. Екатеринбург: Уральский центр академического обслуживания, 2012. 250 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. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение. М.: Изд-во стандартов, 1986. 28 с.
11. Гумеров А.К., Фролов А.В., Сунагатов М.Ф., Шафиков Р.Р. Моделирование напряженно-деформированного состояния трубопровода за пределами упругости // Территория НЕФТЕГАЗ, 2010. № 8. С. 14-17.
12. Шарипов, Ш.Г. Дефекты поперечного КРН на газопроводах большого диаметра / Ш.Г. Шарипов, Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров // Газовая промышленность. 2013. № 6 (691). С. 63-65.
13 Шарипов, Ш.Г. Учет энергетической составляющей в расчетах напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода / Ш.Г. Шарипов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров, К.М. Гумеров // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2013. № 3 (37). С. 20-23. LIFE CYCLE ASSESSMENT OF GAS PIPELINES IN TERMS OF THE TRANSVERSE STRESS CORROSION CRACKING ISLAMOV I.M., Ph.D. Student
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashcortostan, Russia).
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
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: [email protected]
ABSTRACT
The article Is devoted to the evaluation of the residual life of the main gas pipelines exposed to transverse stress corrosion cracking (SCC). As a result of the conducted metal studies, the regularity of the change in the velocity of transverse deformation of pipes with a weakened cross section is established. A formula for the evaluation of the residual life of gas pipelines operating under conditions of corrosion and mechanical effects, characterized by applicability to the transverse type of SCC, is proposed.
Keywords: residual resource, gas pipeline, stress corrosion. REFERENCES
1. Gazprom «Instruktsiya po otsenke defektov trub i soyedinitel'nykh detaley pri remonte i diagnostirovanii magistral'nykh gazoprovodov» [Gazprom «Instruction for the evaluation of defects in pipes and fittings during the repair and diagnosis of main gas pipelines»]. Moscow, Gazprom ekspo Publ., 2013. 117 p.
2. RD 51-4.2-003-97. Metodicheskiye rekomendatsii po raschetam konstruktivnoy nadezhnosti magistral'nykh gazoprovodov [Methodical recommendations on calculations of design reliability of main gas pipelines]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 1997. 90 p.
3. STO Gazprom 2-2.3-253-2009. Metodika otsenki tekhnicheskogo sostoyaniya i tselostnosti gazoprovodov [STO Gazprom 2-2.3-253-2009. Methodology for assessing the technical condition and integrity of gas pipelines]. Moscow, Gazprom ekspo Publ., 2009. 73 p.
4. STO Gazprom 2-3.5-252-2008. Metodika prodleniya sroka bezopasnoy ekspluatatsii magistral'nykh gazoprovodov OAO «Gazprom» [STO Gazprom 2-3.5-252-2008. Method for extending the period of safe operation of OAO Gazprom's gas trunklines]. Moscow, Gazprom ekspo Publ., 2009. 99 p.
5. Chuchkalov M.V. Teoriya i praktika bor'by s korrozionnym rastreskivaniyem pod napryazheniyem na magistral'nykh gazoprovodakh [Theory and practice of stress corrosion cracking control on main gas pipelines]. Moscow, MAKS Press Publ., 2016. 336 p.
6. Chuchkalov M.V., Gareyev A.G. Influence of the distance from the compressor station on the susceptibility of gas pipelines to various types of stress corrosion cracking. Ekspozitsiya Neft' Gaz, 2013, no. 4 (29), pp. 74-77 (In Russian).
7. Analiz avariy i neschastnykh sluchayev na truboprovodnom transporte Rossii [Analysis of failures and accidents in pipeline transport in Russia]. Moscow, Analiz opasnostey Publ., 2003. 351 p.
8. Varlamov D.P., Kanaykin V.A., Matviyenko A.F. Monitoring defektnosti i prognoz sostoyaniya magistral'nykh gazoprovodov Rossii [Monitoring of the defectiveness and forecast of the state of the main gas pipelines in Russia]. Ekaterinburg, Ural'skiy tsentr akademicheskogo obsluzhivaniya Publ., 2012. 250 p.
9. Chuchkalov M.V. Razrabotka metodov vyyavleniya, tormozheniya i predotvrashcheniya korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem na magistral'nykh gazoprovodakh. Diss. dokt. tekhn. nauk [Development of methods for detection, inhibition and prevention of stress corrosion cracking at gas mains. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2015. 364 p.
10. GOST 1497-84. Metally. Metody ispytaniy na rastyazheniye [State Standard 1497-84. Metals. Methods of tension test]. Moscow, Izd-vo standartov Publ., 1986. 28 p.
11. Gumerov A.K., Frolov A.V., Sunagatov M.F., Shafikov R.R. Modeling of the stress-strain state of the pipeline beyond the limits of elasticity. Territoriya NEFTEGAZ, 2010, no. 8, pp. 14-17 (In Russian).
12. Sharipov, SH.G., Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Defects of the transverse stress corrosion cracking on gas pipelines of large diameter. Gazovaya promyshlennost', 2013, no. 6 (691), pp. 63-65 (In Russian).
13. Sharipov, SH.G., Chuchkalov M.V., Askarov R.M., Gumerov K.M. Accounting for the energy component in the calculation of the stress-strain state of the main gas pipeline. Truboprovodnyy transport: teoriya i praktika, 2013, no. 3 (37), pp. 20-23 (In Russian).
