CC BY
20РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ИННОВАЦИОННЫХ РЕШЕНИЙ И ТЕХНОЛОГИЙ НА БАЗЕ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УХТА»
УДК 621.644.07+620.194.22
С.М. Колтаков, ООО «Газпром трансгаз Ухта» (Ухта, РФ)
И.В. Максютин, ООО «Газпром трансгаз Ухта», [email protected]
С.И. Погуляев, ООО «Газпром трансгаз Ухта», [email protected]
Поддержание работоспособности магистральных газопроводов для обеспечения надежного транспорта газа - одно из основных направлений деятельности ООО «Газпром трансгаз Ухта». Оценка работоспособности и остаточного ресурса конструкционных элементов магистральных газопроводов ведется на основе нормативных документов, утвержденных ПАО «Газпром». Тем не менее остаются вопросы по адекватности существующих норм отбраковки и назначению методов ремонта конструкционных элементов магистральных газопроводов с различными дефектами. Корректировку норм отбраковки и выбор оптимальных методов ремонта конструкционных элементов магистральных газопроводов с различными дефектами целесообразно проводить по результатам полигонных и лабораторных испытаний, выполняемых в дочерних обществах ПАО «Газпром» при научно-методическом сопровождении ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В ООО «Газпром трансгаз Ухта» предпринимаются шаги по созданию испытательного комплекса для проведения исследований и опытно-промышленной апробации материалов, техники, технологий и оборудования, применяемых на магистральных газопроводах. Планируется, что испытательный комплекс будет состоять из следующих подразделений: испытательные лаборатории в составе Инженерно-технического центра ООО «Газпром трансгаз Ухта»; испытательный полигон для проведения статических и ресурсных испытаний полномасштабных моделей конструкционных элементов магистрального газопровода; исследовательский полигон - участок магистрального газопровода с присвоением ему временного статуса «исследовательский». На временном испытательном полигоне проведены гидравлические испытания труб с дефектами коррозионного растрескивания под напряжением и вмятинами. Результаты испытаний подтвердили достаточный запас прочности и остаточный ресурс труб с рассматриваемыми дефектами. Наличие постоянного испытательного комплекса в ООО «Газпром трансгаз Ухта» позволит проводить расчетно-экспериментальную оценку работоспособности конструкционных элементов магистральных газопроводов с различными дефектами для корректировки норм их отбраковки, а также будет способствовать эффективному внедрению новых технологий.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, ПОЛИГОННЫЕ ИСПЫТАНИЯ, КОРРОЗИОННОЕ РАСТРЕСКИВАНИЕ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ, ВМЯТИНА.
В ООО «Газпром трансгаз Ухта» постоянно ведется деятельность по обеспечению работоспособности объектов газотранспортной системы в процессе их эксплуатации. Оценка технического состояния и определение срока безопасной эксплуатации конструкционных элементов магистральных газопроводов (МГ) рассматриваются в качестве одного из основных направлений поддержания их работоспособности. При этом вопросы адекватности норм отбраковки и
назначения методов ремонта конструкционных элементов МГ с различными дефектами представляются наиболее актуальными в условиях возрастающих возможностей диагностических организаций по их обследованию. Корректировку норм отбраковки и выбор оптимальных методов ремонта конструкционных элементов МГ с различными дефектами целесообразно осуществлять на основе экспериментальной оценки несущей способности и остаточ-
ного ресурса, определяемых по результатам полигонных и лабораторных испытаний.
СОЗДАНИЕ ИСПЫТАТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА
В последние годы в ООО «Газпром трансгаз Ухта» совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» были разработаны и испытаны несколько конструкций стальных и стеклопластиковых муфт, анкерных и полимерно-контейнерных устройств. Проведены полигон-
Koltakov S.M., Gazprom transgaz Ukhta LLC (Ukhta, Russian Federation) Maksyutin I.V., Gazprom transgaz Ukhta LLC, [email protected] Pogulyaev S.I., Gazprom transgaz Ukhta LLC, [email protected]
Calculation and experimental evaluation of innovative developments and technologies based on the test system of Gazprom transgaz Ukhta LLC
Maintaining the efficiency of main gas pipelines to ensure reliable gas transportation is one of the main activities of Gazprom transgaz Ukhta LLC. Assessment of operability and residual life of structural elements of main gas pipelines is conducted on the basis of the regulatory documents approved by Gazprom PJSC. Nevertheless, there are questions on the adequacy of the existing standards of rejection and application of methods of the structural elements repair of main gas pipelines with various defects. It is advisable to adjust the standards of rejection and selection of optimal methods of the structural elements repair of main gas pipelines with different defects according to the results of field and laboratory tests performed in the subsidiaries of Gazprom PJSC with the scientific and methodological support of Gazprom VNIIGAZ LLC.
Due to the high relevance of the issue of changing norms of rejection, Gazprom transgaz Ukhta LLC has taken steps to create and test complex for research and pilot testing of materials, equipment, technologies and equipment used on gas pipelines. The test complex is planned to consist of the following components: testing laboratories as a part of the Engineering and Technical Center of Gazprom transgaz Ukhta LLC; test ground for static and resource testing of full-scale models of structural elements of main gas pipelines; the research ground representing a site of main gas pipeline with assignment of the temporary status "research". The hydraulic testing of pipes with stress corrosion cracking defects and dents was carried out at the temporary test ground. The test results confirmed a sufficient margin of safety and residual life of the pipes with the defects under consideration. The presence of a permanent test complex in Gazprom transgaz Ukhta LLC allow to carry out a calculation and experimental assessment of the performance of structural elements of main gas pipeline with various defects to adjust the norms of their rejection, and also contribute to the effective introduction of new technologies.
KEYWORDS: MAIN GAS PIPELINE, BENCH TESTS, STRESS CORROSION CRACKING, DENT.
Рис. 1. Подразделения ИК ООО «Газпром трансгаз Ухта» Fig. 1. Subdivisions of Gazprom transgaz Ukhta LLC
ные испытания трубных плетей с различными видами дефектов на площадках Управления аварийно-восстановительных работ и Центрального аэрогидродинамического института имени проф. Н.Е. Жуковского. Результаты испытаний использованы при разработке следующих стандартов ПАО «Газпром»: СТО Газпром 2-2.2-137-2007, ч. II [1]; СТО Газпром 2-2.3-4252010, ч. IV [2]; СТО Газпром 2-2.3335-2009 [3].
В настоящее время встал вопрос о создании испытательного комплекса на базе ООО «Газпром трансгаз Ухта», актуальность которого связана с необходимостью более достоверной оценки несущей способности и остаточного ресурса труб в условиях, когда из-за повышения чувствительности средств неразрушающего контроля, в том числе внутритрубной диагностики, возросло количество дефектов, незначительных по геометрическим размерам, но требующих устранения по действующим нормам отбраковки [4]. Кроме того, целесообразность разработки испытательного ком-
плекса отражена в Программе по -вышения эффективности технического диагностирования объектов ПАО «Газпром» [5].
В связи с этим в ООО «Газпром трансгаз Ухта» начата проработка вопросов, связанных с проектированием, строительством и обустройством испытательного комплекса по экспериментальной оценке и опытно-промышленной апробации материалов, техники, технологий и оборудования,применяемых на МГ и объектах их окружения.
Испытательный комплекс, схема составных частей которого представлена на рис. 1, рассматривается как основа будущего специализированного научно-внедренческого центра. В со-
став испытательного комплекса планируется включить лаборатории, испытательный полигон и исследовательский полигон. Данные экспериментальных работ, полученные в лабораториях и на испытательном полигоне, позволят в последующем перейти к апробации инновационных технологий на исследовательском полигоне и к их опытно-промышленному применению на объектах газотранспортной системы ПАО «Газпром».
Лаборатории рассматриваются как неотъемлемая часть испытательного комплекса ООО «Газпром трансгаз Ухта». На сегодняшний день в Инженерно-техническом центре действуют лаборатория изоляционных материалов, ла-
Рис. 2. Общий вид: а) трубной плети 0 1420 мм с дефектами КРН; б) трубной плети с вмятинами
Fig. 2. General view: a) pipe of 0 1420 mm with defects of the stress-corrosion cracking; b) pipe whip with dents
боратории неразрушающего и разрушающего контроля, в задачи которых входят: получение базовых характеристик свойств металлов и материалов; испытания различных изоляционных материалов, применяемых при строительстве и капитальном ремонте; апробация диагностических средств неразрушающего контроля (НК); обследование объектов газотранспортной системы методами НК; опытная проверка измерительных систем для НК напряженно-деформированного состояния.
Важным компонентом испытательного комплекса является испытательный полигон, представляющий собой специально отведенную территорию, на которой будут размещаться специализированные стенды.
В перечень задач, решаемых на испытательном полигоне, будут входить: выборочное испытание труб и соединительных деталей трубопроводов; опытное определение несущей способности и остаточного ресурса дефектных конструкционных элементов МГ; апробация и адаптация новых средств НК, включая калибровку внутритрубных снарядов.
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
Отдельные части испытательного полигона уже реализуются в ООО «Газпром трансгаз Ухта», например в 2015-2016 гг. был организован временный испытательный полигон. На специально отведенной площадке было смонтировано и установлено необходимое оборудование: трубные плети, опрессовочный агрегат, подключающие шлейфы и системы мониторинга деформаций.
Программа проведения испытаний предусматривала испытания трубной плети 0 1420 мм с дефектами коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) и трубной плети 0 1220 мм с вмятинами. Общий вид плетей показан на рис. 2. Основной целью испытаний стала оценка не-
сущей способности и остаточного срока службы труб с указанными дефектами без доступа коррози -онной среды и других внешних воздействий, кроме внутреннего давления.
На разных этапах испытаний для выявления динамики и характерных особенностей развития дефектов проводили обследование трубных плетей методами НК, включающими электротензометрию, кривизнометрию, магни-то-вихретоковую дефектоскопию, магнито-анизотропную дефектоскопию, контроль поведения и развития дефектов с фиксацией размеров дефектов фотосъемкой. В ходе полигонных испытаний впервые в ООО «Газпром трансгаз Ухта» апробирована волоконно-оптическая система измерения деформаций.
Перед проведением полигонных испытаний по данным диспетчерской службы за пять лет выполнен ретроспективный анализ режима нагружения участков газопроводов, откуда были вырезаны трубы. На основе этих данных проведена схематизация случайного процесса нагружения трубопровода по методу выделения полных циклов в соответствии с ГОСТ 25.101-83 [6]. По результатам схематизации процесса нагружения получены
эквивалентные циклы нагружения участков газопроводов с учетом коэффициента запаса по выносливости, равного 10, и консервативного подхода, предусматривающего накопление по-врежденности в металле пропорционально размаху любого цикла. Таким образом, для участка МГ с трещинами КРН количество эквивалентных циклов в режиме 0 -7,4 МПа - 0 составило 73,2 цикла в год, а для участка МГ с вмятинами - 62,9 цикла в год в режиме 0 - 5,4 МПа - 0.
В ходе полигонных испытаний трубные плети с дефектами КРН нагружались внутренним давлением ступенчато до рабочего давления с шагом 1,0 МПа и мно -гократно в режиме 0 - 7,4 МПа - 0. На последней стадии полигонных испытаний провели подъем давления до разрушения с выдержкой при различных значениях испытательного давления, включая заводское.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Результаты анализа данных, полученных в ходе проведения полигонных испытаний, позволили оценить остаточный ресурс дефектных труб. Трубная плеть, состоящая из катушек с дефектами КРН, выдержала 2000 циклов многократного нагружения, что
Рис. 3. Излом: а) в очаге разрушения; б) ответная часть излома Fig. 3. Break: a) in the center of destruction; b) mating part of break
Рис. 4. Трещины: а) общий вид на вмятине; б) при двукратном увеличении в области задира; в) у края вмятины
Fig. 4. Cracks: a) general view on the dent; b) double magnification in the tear area; c) at the dent edge
соответствует остаточному сроку службы газопровода не менее 27 лет с учетом результатов ретроспективного анализа фактического нагружения участка газопровода, из которого были вырезаны трубы.
Разрушение труб 0 1420 мм произошло при давлении 13,1 МПа, т. е. фактический коэффициент запаса составил 1,79 при проектном 1,80 по СНиП 2.05.06-85* [7] и нормативном 1,72 по СТО Газпром 2-2.3-173-2007 [8]. При этом очагом разрушения трубы стала колония продольных трещин с максимальной глубиной 32 % от толщины стенки трубы, показанная на рис. 3. Дефекты глубиной менее 15 % за все время циклических испытаний не увеличились в размерах, что подтвердили результаты мониторинга методами неразрушающего контроля и лабораторных обследований вырезанных образцов с трещинами после проведения полигонных испытаний.
Проведенные испытания плети 0 1420 мм показали, что трубы с неглубокими трещинами КРН обладают достаточной несущей способностью и остаточным ресурсом для эксплуатации в составе МГ при условии проведения качественной переизоляции таких труб.
Трубная плеть, состоящая из ка -тушек двухшовных труб 0 1220 * * 12 мм с вмятинами, выдержала 847 циклов многократного нагружения в режиме 0 - 5,4 МПа - 0, а первое разрушение произошло на 848-м цикле при давлении 5,4 МПа из-за раскрытия трещины по линии сплавления валика продольного шва, проходящего через вмятину глубиной 3 % от диаметра. В дальнейшем катушка трубы со сквозной трещиной была вырезана, а укороченную трубную плеть нагружали в вышеуказанном режиме, до достижения общего числа циклов, равного 1006. На последней стадии испытания выполнили подъем давления до
разрушения. Разрушение трубной плети произошло при давлении 9,8 МПа вне зоны вмятин - в месте технологического дефекта. После разрушения в зонах механических и коррозионных дефектов, а также по краям вмятин были выявлены мелкие трещины. Вид образовавшихся трещин в различных местах вмятины показан на рис. 4.
Анализ результатов моделирования циклических испытаний вмятины с учетом упругопла-стических свойств металла трубы 0 1220 * 12 мм методом конечных элементов в программном комплексе ANSYS [9] подтвердил высокую вероятность образования трещин по краям вмятины. Визуализация расчета методом конечных элементов с зонами повышенной вероятности трещино-образования (выделено красным) показана на рис. 5.
С учетом ретроспективного анализа нагружения участка газопровода остаточный срок службы трубы с вмятиной, по которой произошло первое разрушение, составил 13 лет. Полигонные испытания труб с вмятинами показали, что отсутствует необходимость немедленной вырезки недопустимых по действующим нормам вмятин, и они могут быть устранены в плановом порядке.
Рис. 5. Визуализация расчетов предельного числа циклов до образования трещин в различных зонах вмятины
Fig. 5. Visualization of calculations of the limiting number of cycles before the formation of cracks in various zones of the dent
В то же время результаты испытаний выявили опасные зоны вмятин (сварные швы, механические дефекты и края вмятин), на которые необходимо обращать внимание при проведении диагностического обследования труб с указанными дефектами.
Третья составная часть испытательного комплекса - исследовательский полигон - будет представлять собой участок действующего газопровода с присвоением ему временного статуса исследовательского полигона. На исследовательских полигонах в пределах действующих участков МГ в ближайшее время планируется провести работы по апробации: анкерных и балластирующих устройств; различных ремонтных конструкций; покрытий, предназначенных для консервации дефектов КРН; современных средств контроля напряженно-деформированного состояния МГ и других средств диагностики.
В ООО «Газпром трансгаз Ухта» имеется положительный опыт апробации инновационных решений на действующих участках МГ. С 2015 по 2016 г. были проведены следующие работы.
Опытно-промышленные испытания электродов сравнения длительного действия различных производителей проведены в Воркутинском линейном производственном управлении магистральных газопроводов (ЛПУМГ) на системе МГ «Бова-ненково - Ухта». В результате испытаний определены конструкции, пригодные для эксплуатации в сложных климатических условиях.
Совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проходят испытания битумно-полимерных покрытий с ингибирующей КРН композицией ИФХАН-29, разработанной ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для кон -сервации дефектов КРН в процессе трассовой переизоляции. Испы-
тания проводятся в Грязовецком ЛПУМГ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Результаты, полученные в лабораториях, на временном испытательном и исследовательских полигонах, еще раз подчеркивают актуальность дальнейшего развития всех составных частей испытательного комплекса.
Реализация всех составных частей испытательного комплекса даст возможность выполнять расчетно-экспериментальную оценку работоспособности конструкционных элементов МГ с различными дефектами, а также позволит эффективно осваивать и внедрять новые технологии. В итоге использование испытательного комплекса позволит создать базу экспериментально проверенных данных для пересмотра концепции норм отбраковки с учетом резерва прочности труб и экономической целесообразности. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. СТО Газпром 2-2.2-137-2007. Инструкции по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.proftrade.ru/normative/d-32/c-39/doc-2601.html (дата обращения: 24.08.2018).
2. СТО Газпром 2-2.3-425-2010. Инструкции по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://zinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/100_ST0_Gazprom_2-2.3-425-2010/000.htm (дата обращения: 24.08.2018).
3. СТО Газпром 2-2.3-335-2009. Инструкция по ремонту дефектных участков трубопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой. М.: ОАО «Газпром», 2009. 38 с.
4. Ряховских И.В., Мельникова А.В., Мишарин Д.А. и др. Совершенствование технологии ремонта протяженных участков магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением // Вести газовой науки: науч.-техн. сб. 2016. № 3. С. 79-86.
5. Программа повышения эффективности технического диагностирования объектов ПАО «Газпром», утвержденная Приказом Председателя Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллера от 04.10. 2017 № 670 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
6. ГОСТ 25.101-83. Расчеты и испытания на прочность. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов. М.: Стандартинформ, 2005. 21 с.
7. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/871001207 (дата обращения: 24.08.2018).
8. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. М.: ОАО «Газпром», 2007. 42 с.
9. ANSYS [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://hpc.microsoft.unn.ru/?doc=560 (дата обращения: 24.08.2018).
REFERENCES
1. Company Standard STO Gazprom 2-2.2-137-2007. Instructions on Welding Technologies for Construction and Repair of Field and Main Gas Pipelines [Electronic source]. Access mode: http://www.proftrade.ru/normative/d-32/c-39/doc-2601.html (access date: August 24, 2018). (In Russian)
2. Company Standard STO Gazprom 2-2.3-425-2010. Instructions on Welding Technologies for Construction and Repair of Field and Main Gas Pipelines [Electronic source]. Access mode: http://zinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/100_ST0_Gazprom_2-2.3-425-2010/000.htm (access date: August 24, 2018). (In Russian)
3. Company Standard STO Gazprom 2-2.3-335-2009. Instruction on Repair of Defective Parts of Pipelines by Fiberglass Couplings with Threaded Tightening. Moscow, Gazprom 0JSC, 2009, 38 p. (In Russian)
4. Ryakhovskikh I.V., Melnikova A.V., Misharin D.A., et al. Improvement of Technology for Repairing Extended Sections of Main Gas Pipelines Subjected to Stress Corrosion Cracking. Nauchno-tekhnicheskiy sbornik "Vesti gazovoy nauki" = Scientific and Technical Collection "News of Gas Science", 2016, No. 3, P. 79-86. (In Russian)
5. Program for Increasing the Efficiency of Technical Diagnostics of the Facilities of Gazprom PJSC, Approved by Order No. 670 of October 4, 2017, by A.B. Miller, the Chairman of the Management Board of Gazprom PJSC [Electronic source]. Access mode: limited. (In Russian)
6. State Standard GOST 25.101-83. Strength Calculation and Testing. Representation of Random Loading of Machine Elements and Structures and Statistical Evaluation of Results. Moscow, Standartinform, 2005, 21 p. (In Russian)
7. Construction Norms and Regulations SNiP 2.05.06-85*. Main Gas Pipelines [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/ document/871001207 (access date: August 24, 2018). (In Russian)
8. Company Standard STO Gazprom 2-2.3-173-2007. Instruction on Comprehensive Survey and Diagnostics of Main Gas Pipelines Subject to Stress Corrosion Cracking. Moscow, Gazprom OJSC, 2007, 42 p. (In Russian)
9. ANSYS [Electronic source]. Access mode: http://hpc.microsoft.unn.ru/?doc=560 (access date: August 24, 2018). (In Russian)
