СПОСОБ ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА С ДЕФЕКТНЫМИ СВАРНЫМИ СТЫКАМИ

Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов, в частности к оценке остаточного ресурса дефектных сварных стыков, выявленных при проведении внутритрубной дефектоскопии.

В настоящее время основным средством выявления дефектных сварных стыков на магистральных газопроводах (МГ) является внутритрубная дефектоскопия (ВТД).

Известно, что главный разрушающий фактор на линейной части МГ - это непроектные напряжения (первичный фактор), а дефектный сварной стык является концентратором напряжений, приближая время разрушения.

Для оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) при определении остаточного ресурса в ОАО «Газпром» рекомендуется использовать нормативный документ [Р Газпром 2-2.3-437-2010 «Методика расчета остаточного ресурса сварных соединений линейной части газопроводов»] (аналог), согласно которому при расчете учитывают давление газа, температуру эксплуатации и изгибающий момент в случае отклонения оси трубы от прямолинейной траектории. Результаты экспериментальных измерений напряжений в процессе диагностического обследования используют для уточнения и проверки расчетного НДС.

Оценку НДС и расчет ресурса выполняют с помощью программного комплекса «Ресурс». В качестве исходных данных используют данные, приведенные в форме таблицы 1.

Из таблицы видно, что оценка напряженно-деформированного состояния - это комплексная диагностическая работа, требующая привлечения специализированной организации и создания условий для проведения комплексных измерений. Следующий этап - использование полученных данных в расчетах программного комплекса «Ресурс» - может быть использован исключительно ее разработчиком.

При условии соблюдения рекомендаций нормативного документа [Р Газпром 2-2.3-437-2010 «Методика расчета остаточного ресурса сварных соединений линейной части газопроводов»] необходимо привлечь на договорной основе специализированные организации по измерению НДС в трассовых условиях, геодезическому позиционированию и расчету НДС (комплексное диагностическое обследование); специализированную организацию по расчету ресурса, а это может быть только монополист - разработчик программного комплекса «Ресурс», дождаться его заключения по результатам комплексного обследования. Это означает, что до окончательного решения может пройти несколько месяцев (лет). Кроме того, в управлении, эксплуатирующем МГ, не всегда могут быть свободные средства для заключения договоров на комплексное диагностическое обследование. Все вышеизложенное относится к недостаткам данного способа.

Существенным недостатком данного способа оценки напряженно-деформированного состояния также является необходимость выполнения большого объема земляных работ для откопки трубопровода и обеспечения доступа при измерении напряжений и геометрических параметров изогнутого участка в соответствии с перечнем таблицы 1, так как элементы сегмента круга (база определения прогиба и прогибы в вертикальной и горизонтальной плоскости) не являются выходными данными результатов внутритрубной диагностики и не все изогнутые участки могут быть аппроксимированы дутой окружности.

При оценке работоспособности и отбраковке дефектных кольцевых сварных стыков трубопроводов в соответствии с [СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2014. - 226 с] (прототип) номинальные продольные напряжения в стенке трубы от совместного действия упругого изгиба, рабочего давления и температурного перепада определяются расчетным методом по формуле [СП 36.13330.2012 Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)]:

где - кольцевые напряжения от нормативного рабочего давления, МПа;

μ - коэффициент Пуассона для металла трубы, МПа;

Ε - модуль Юнга для металла трубы, МПа;

D_н - наружный диаметр трубопровода, м;

D_вн=D_н-2t - внутренний диаметр трубопровода, м;

t - толщина стенки, м;

α - коэффициент линейного температурного расширения металла трубы, 1/град.;

ΔT - расчетный температурный перепад, определяемый в соответствии с требованиями [СП 36.13330.2012 Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)] и принимаемый положительным при нагревании, град.;

ρ - радиус упругого изгиба, м.

Знак «+» в формуле (1) соответствует растягивающим напряжениям, знак «-» - сжимающим напряжениям. Таким образом, при положительном расчетном температурном перепаде ΔT, что соответствует нагреванию, второе слагаемое имеет знак «-», что соответствует возникновению на прилегающих участках сжимающих напряжений из-за сопротивления грунта продольному перемещению сечений изогнутого участка. Знак «-» в третьем слагаемом соответствует сжимающим напряжениям на сжатой части сечения упругого изгиба.

Радиус упругого изгиба ρ, входящий в формулу (1), описывается как «минимальный радиус упругого изгиба» без пояснений, а как же эту минимальную величину определять.

В последние годы ООО «Газпром трансгаз Уфа» совместно с НПО «Спецнефтегаз» разработали технологию выявления и первичной оценки потенциально опасных участков путем непрерывной фиксации и занесения в журнал отчета значений кривизны оси трубопровода 1/ρ по ходу следования внутритрубного снаряда, с выделением в журнале участков с непроектными (менее 1000D) радиусами упругого изгиба [Отчет ВТД. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода «Уренгой-Новопсков» (участок КС «Алмазная» - КС «Полянская»). - НПО «Спецнефтегаз», г. Екатеринбург, 2013. - 674 с]. Эта технология является вариантом реализации прототипа, пример которого приведен ниже.

В нашем примере в журнале дефектов внутритрубной диагностики МГ «Уренгой-Новопсков» представлены трубы с аномальными сварными стыками, с делением на три категории, в зависимости от степени опасности дефекта. Категории «а» - устранение в кратчайшие сроки, «в» - ремонт в рамках плановых мероприятий - подлежат обязательной идентификации в шурфах. Категория «с» - допустимые без проведения обследования - данные аномалии не должны привести к аварии до следующей инспекции. Категория «с» самая многочисленная, например, в [Отчет ВТД. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода «Уренгой-Новопсков» (участок КС «Алмазная» - КС «Полянская»). - НПО «Спецнефтегаз», г. Екатеринбург, 2013. - 674 с], аномальные стыки категорий «а» и «в» в сумме составляют 2+14=16, а стыки категории «с» - 193.

Дефектные сварные стыки, независимо от категории опасности, находящиеся в зоне непроектного (менее 1000D) радиуса упругого изгиба трубопровода, подлежат идентификации в шурфах.

Если дефектная часть аномального стыка в угловых координатах поперечного сечения приходится на зону растяжения сечения с непроектным радиусом упругого изгиба - это должно быть поводом для назначения этого сварного стыка на вырезку или ремонт, так как наличие дефектов ослабляет сечение и снижает несущую способность трубы, испытывающей непроектные напряжения. Если дефектная часть аномального стыка в угловых координатах приходится на зону сжатия сечения с непроектным радиусом упругого изгиба, то требуется оценка величины и знака суммарного продольного напряжения с учетом знака и величины температурного перепада, зависящих от времени замыкания монтажного стыка при строительстве.

Данный метод определения продольных напряжений (прототип) имеет следующие недостатки:

1. Продольные напряжения от упругого изгиба, определяемые по третьему слагаемому уравнения (1), как

могут быть определены по этой формуле только на выпуклых участках рельефа местности при повороте оси трубопровода в вертикальной плоскости выпуклостью вверх [Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1977. - 407 с].

2. Прототип не поясняет, каким образом определить для эксплуатируемого трубопровода фактические значения радиуса изгиба в каждом конкретном сечении трубопровода для проверки условия упругости деформаций.

3. Прототип не делает различий между случаями вертикального и горизонтального положения плоскости изгиба и между вогнутостью и выпуклостью изогнутой оси при повороте трубопровода в вертикальной плоскости.

При проектировании участков магистральных трубопроводов, прокладываемых путем свободного упругого изгиба по рельефу местности, в соответствии с нормативным документом [СП 86.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП III-42-80^*)] радиус поворота не должен быть менее нормативной величины, определяемой из условия:

где D - наружный диаметр трубопровода, м.

4. Нормативные документы [Р Газпром 2-2.3-437-2010. Методика расчета остаточного ресурса сварных соединений линейной части газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2010. - 24 с] (аналог) и [СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2014. -226 с] (прототип) при анализе НДС участков с дефектными сварными стыками все участки, проложенные по радиусам изгиба менее ρ≤1000D, относят к непроектным и обязывают проводить их идентификацию в шурфах, в том числе и те, которые выявлены в результате ВТД внутритрубными инспекционными снарядами [ВРД 39-1.10-001-99. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов. - ОАО «Газпром». - М.: 1999. - 16 с]. О недостатках диагностики и определения положения трубопровода, в том числе и радиусов изгиба, выше уже говорилось.

Практика строительства и эксплуатации трубопроводов показывает, что существует много криволинейных участков трубопроводов, уложенных по радиусу ρ≤1000D, где, тем не менее, деформации металла остаются упругими, и это подтверждается расчетами [ВРД 39-1.10-001-99. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов. - ОАО «Газпром». - М.: 1999. - 16 с.].

5. Методика оценки НДС, использованная в вычислительной программе внутритрубного диагностического комплекса, базируется па нормативных документах [Р Газпром 2-2.3-437-2010. Методика расчета остаточного ресурса сварных соединений линейной части газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2010. - 24 с.], [СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2014. - 226 с.] и других, более ранних, и использует формулу (3), которая применима только для выпуклых изогнутых участков трубопроводов и дает заниженные значения изгибных напряжений.

6. Методика чисто документально, по характеристикам сварного шва (поперечное смещение кромок), без учета изгиба, отнесла дефекты данного сварного стыка к категории «с», которые идентификации в шурфах не подлежат. В результате образовался опасный дефект - трещина, которая подлежит немедленному удалению (т.е. относится к категории «а»).

Целью изобретения является упрощение оценки напряженно-деформированного состояния стенок магистральных трубопроводов при идентификации дефектных сварных стыков, расположенных на участках упругого изгиба. Указанная цель достигается следующим образом.

Способ оценки напряженно-деформированного состояния изогнутых участков магистрального трубопровода с дефектными сварными стыками включает расчет напряжений в стенке трубы с учетом радиусов изгиба оси трубопровода. Оценка выполняется по данным внутритрубной диагностики, в которых выделяются участки с непроектными радиусами упругого изгиба (менее 1000D, где D - диаметр трубопровода), для которых идентифицируются и выделяются части трубопровода с выпуклыми и вогнутыми поворотами в вертикальной плоскости и участки горизонтальных поворотов. Отдельно для каждого типа изогнутого участка (выпуклый участок, вогнутый участок и участок горизонтального поворота) рассчитываются минимальные радиусы упругого изгиба ρ_min по предлагаемым формулам с учетом всех эксплуатационных нагрузок и воздействий. Для участков с радиусами упругого изгиба, лежащими в интервале ρ_min≤ρ<1000 D, определяются нормативные кольцевые и суммарные продольные напряжения с учетом изгиба для каждого типа изогнутого участка и интенсивность напряжений [3]. Выполняется проверка на местные пластические деформации от действия нормативных кольцевых и продольных напряжений и проверка интенсивности напряжений.

Участки с фактическими замеренными радиусами, меньшими, чем радиусы упругого изгиба ρ_min, для каждого типа изогнутого участка, включая участки вставок холодного гнутья (ρ≤60 м) и отводы, а также участки, не прошедшие проверку по требованиям п. 3, подлежат контролю, идентификации и дефектовке в шурфах в соответствии с нормативными документами.

Согласно формуле (1) при постоянных значениях рабочего давления, рабочего перепада температуры, геометрических характеристик сечения трубопровода и упругих характеристик стали, продольные напряжения будут линейно зависеть от величины радиуса упругого изгиба ρ. Таким образом, если с достаточной точностью измерить радиус упругого изгиба, то для каждого сечения трубопровода можно получить фактические значения продольных напряжений с учетом упругого изгиба в горизонтальной и вертикальной плоскости с учетом вогнутого или выпуклого рельефа местности.

Указанная цель достигается с использованием результатов внутритрубной диагностики, в которых имеется журнал непрерывной записи кривизны оси трубопровода 1/ρ для каждого сечения трубопровода с привязкой по расстоянию в метрах и к каждой пронумерованной трубе, распечаткой графика распределения кривизны по длине с любой заданной точностью, из которого виден знак кривизны, т.е. можно выделить выпуклые и вогнутые участки. С заданной точностью можно определить сечение с максимальной кривизной или кривизной, соответствующей сварному стыку с дефектами и вычислить номинальные кольцевые и продольные напряжения в интересующем сечении, а также интенсивность напряжений, если это потребуется при решении задачи.

В соответствии с законами строительной механики и ограничениями, накладываемыми [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)] для протяженных тонкостенных цилиндрических оболочек, продольные напряжения на упруго изогнутом участке подземного трубопровода определяются по формуле:

где μ, , α, Ε, ΔΤ - параметры, описанные в пояснениях к формуле (1);

σ_u - изгибные напряжения на участках упругого изгиба в горизонтальной или вертикальной плоскостях, а в вертикальной плоскости - на выпуклом или вогнутом участках в соответствии с формулами, изложенными, например, в [Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и эксплуатации газонефтепроводов. - СПб, Недра, 2011. - 751 с].

При упругом изгибе в вертикальной плоскости на выпуклом участке изгибные напряжения определяются по формуле:

При упругом изгибе в вертикальной плоскости на вогнутом участке изгибные напряжения определяются по формуле:

На участке поворота упругим изгибом в горизонтальной плоскости изгибные напряжения определяются по формуле:

Рассмотрим примеры определения продольных напряжений на участках упругого изгиба.

Пример 1

Исходные данные:

Рабочее давление ρ=7,5 МПа; наружный диаметр D_н=1420 мм; толщина стенки трубы δ=15,7 мм; предел прочности стали σ_в=588 МПа; условный предел текучести стали σ_0,2=470 МПа; температура стенки трубы на эксплуатируемом участке газопровода _tэ=+25°С; расчетная температура замыкания монтажного стыка в холодное время года t_зх=-25°С; расчетная температура замыкания монтажного стыка в теплое время года t_зт=+35°С; минимальный радиус упругого изгиба при укладке ρ=1000D=1420 м; коэффициент Пуассона μ=0,3; модуль упругости стали Ε=2,1⋅10⁵ МПа; внутренний диаметр D_вн=1,42-2⋅0,0157=1,3886 м.

Для того, чтобы произвести расчеты по формуле (5), необходимо определить расчетные перепады температуры стенки трубы ΔΤ:

- при замыкании монтажного стыка в холодное время года:

ΔТ_хол=t_э-t_зх=+25-(-25)=+50°С;

- при замыкании монтажного стыка в теплое время года:

ΔТ_теп=t_э-t_зт=+25-(+35)=-10°С;

- при совпадении температуры стенки при эксплуатации и расчетной температуры стенки при замыкании монтажного стыка:

ΔΤ=t_э-t_з=+25-(+25)=0°С.

Кольцевые напряжения:

Изгибные напряжения:

- на выпуклом участке: ;

- на вогнутом участке: ;

- на горизонтальном повороте:.

Продольные напряжения от расчетных перепадов температуры:

- при замыкании монтажных стыков в холодное время года (при положительном перепаде температуры):

σ_ΔТхол=-α⋅Е⋅ΔТ_хол=-1,2⋅10^-5⋅2,1⋅10⁵⋅(+50)=-126 МПа - напряжения сжимающие;

- при замыкании монтажных стыков в теплое время года (при отрицательном перепаде температуры):

σ_ΔТтеп=-α⋅Е⋅ΔТ_теп=-1,2⋅10^-5⋅2,1⋅10⁵⋅(-10)=+25,2 МПа - напряжения растягивающие.

Продольные напряжения от действия внутреннего давления при защемлении грунтом подземного трубопровода:

- напряжения растягивающие.

Суммируя напряжения в соответствии с формулой (5), получаем суммарные продольные (мембранные) напряжения, представленные в таблице 2.

Анализ результатов расчетов показывает, что значения продольных напряжений на участках упругого изгиба на вогнутых участках и участках горизонтального поворота как в растянутой, так и в сжатой зонах сечения трубопровода, значительно превышают напряжения, вычисляемые по формулам, предлагаемым прототипом [СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2014. - 226 с]. Максимальными являются продольные напряжения на участках горизонтального поворота.

Анализ таблицы 2 также показывает, что в сжатой части сечения (сжатая образующая) расчетные продольные напряжения практически при любых температурных перепадах (положительных или отрицательных) и при отсутствии перепада между температурой замыкания монтажного стыка и температурой эксплуатации являются сжимающими (<0).

Поэтому в сжатых зонах максимальными будут не кольцевые или продольные напряжения, а интенсивность напряжений, определяемая по формуле:

Пример 2

Расчет интенсивностей напряжений:

а) ΔТ_хол=+50°С - замыкание монтажного стыка в холодное время года с температурой воздуха t_зх=-25°С:

- для вогнутого участка:

- для вогнутого участка:

- для участка горизонтального поворота:

б) ΔТ_теп=-10°С - замыкание монтажного стыка в самый жаркий месяц лета при температуре воздуха t_зт=+35°С:

- для выпуклого участка (единственный случай из таблицы 2, когда продольные напряжения остаются после изгиба положительными, т.е. растягивающими):

- для вогнутого участка:

- для участка горизонтального поворота:

в) ΔΤ=0°С - замыкание монтажного стыка в теплое время года с максимальной температурой воздуха t_э=+25°С:

- для выпуклого участка:

- для вогнутого участка:

- для участка горизонтального поворота:

Результаты расчетов интенсивности напряжений для сжатых зон сечений участков, изогнутых по радиусу ρ=1000 Д_н=1420 м при кольцевых напряжениях =331,672 МПа, представлены в таблице 3.

Интенсивность напряжений в сжатых зонах сечений упруго изогнутых участков значительно превышает кольцевые и продольные напряжения на всех типах изогнутых участков и при всех рассматриваемых температурных перепадах, за исключением выпуклого участка при отрицательном температурном перепаде (σ_i=322,27 МПа при ΔТ_теп=-10°С). Объясняется это большими значениями сжимающих продольных напряжений сжатой зоны сечения трубопровода на участке упругого изгиба. При этом возможна потеря местной устойчивости стенки трубы в сжатой зоне сечения и образование гофр, что намного увеличит концентрацию напряжений на кольцевых сварных соединениях. В таких случаях, в соответствии с положениями [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)] необходима проверка на недопустимые пластические деформации по условиям:

где - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, определяемые по формуле (4), МПа;

- нормативные кольцевые напряжения от рабочего давления, МПа;

m - коэффициент условий работы, принимаемый по таблице 1 [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)];

К_н - коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по таблице 13 [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)];

R₂^н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла трубы, принимаемое по условному пределу текучести стали из сертификатов или технических условий на данные трубы;

Ψ₁ - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы.

В сечениях трубопровода, имеющих сжатые в продольном направлении зоны, когда выполняется условие для , определяемого по формуле (4):

а также условие (11), коэффициент Ψ₁ определяется по формуле:

Нормативные кольцевые напряжения определяются по формуле (2).

В случае, если максимальные суммарные продольные напряжения во всех зонах сечения трубопровода растягивающие (>0), то коэффициент =1.

Для исходные данных примеров 1 и 2 рассмотрим пример проверки отсутствия пластических деформаций в сжатой зоне сечения трубопровода, изогнутого в горизонтальной плоскости, где наибольшие сжимающие напряжения(таблица 1) и наибольшая интенсивность напряжений σ_i (таблица 2).

Пример 3

Исходные данные:

Суммарные продольные напряжения в сжатой зоне сечения =-184,0 МПа; нормативные кольцевые напряжения =331,67 МПа; интенсивность напряжений в сжатой зоне сечения σ_i=452,66 МПа; условный предел текучести σ_0,2=470 МПа; рабочее давление p=7,5 МПа; наружный диаметр D_н=1420 мм; толщина стенки трубы δ=15,7 мм.

По характеристикам трубопровода из таблиц 1 и 13 [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)] определяем:

- коэффициент условий работы для трубопровода III категории m=0,990;

- коэффициент надежности по ответственности К_н=1,210.

Проверяем условие (11):

- местные пластические деформации в кольцевом направлении отсутствуют.

Поскольку есть сжатая зона и сжимающие напряжения в сечении изогнутого трубопровода (=-184,0 МПа), то есть опасность местной потери устойчивости, нужно проверить условие (10).

Вычисляем значение коэффициента Ψ₁ по формуле (13):

Проверяем условие (10):

=184,0 МПа≤0,439⋅427,27=187,6 МПа - местные пластические деформации в осевом направлении отсутствуют.

Дополнительная проверка по нормативным значениям интенсивности напряжений и предела текучести:

σ_i=452,66 МПа<R₂^н=480 МПа - местная потеря устойчивости по оценке нормативных параметров из-за деформаций сдвига отсутствует, но не хватает запаса по коэффициенту надежности К_н и коэффициенту условий работы m в соответствии с [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)]. По результатам оценки интенсивности напряжений рекомендуется дополнительное диагностическое обследование в шурфе для оценки изгибных напряжений акустическими методами в сжатой зоне сечения, уточнение положения оси и точного описания дефектов сварных швов.

Все рассмотренные выше примеры рассчитаны для «минимального» с точки зрения [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)], [Р Газпром 2-2.3-437-2010. Методика расчета остаточного ресурса сварных соединений линейной части газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2010. - 24 с], [СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. - ОАО «Газпром». - М.: 2014. -226 с] значения радиуса упругого изгиба, равного ρ=1000D=1420 м. В действительности, как показано выше, деформации изгиба могут оставаться упругими при радиусах, меньших 1000 Д_н, и различных на вогнутых и выпуклых участках трассы и участках горизонтального поворота.

С целью уменьшения объема вычислительных работ и ускорения анализа предлагается на предварительной стадии реализации предлагаемого метода рассчитать минимальные допустимые радиусы упругого изгиба, реализованные при укладке трубопроводов в траншею, в зависимости от типа изогнутого участка, характеристик трубопровода, расчетного температурного перепада, рабочего давления и характеристик стали, базируясь на формуле максимальных суммарных продольных (мембранных) напряжений, рассчитанных для нормативных значений нагрузок и характеристик стали:

где σ_и - изгибные напряжения, определяемые в зависимости от типа изогнутого участка.

Принимая условие, что продольные суммарные напряжения, определяемые по нормативным нагрузкам, не должны превышать нормативные значения предела текучести, из формулы (15) получаем зависимость:

Для выпуклого участка, выражая величину изгибных напряжений

получаем зависимость для определения минимального допустимого радиуса упругого изгиба на выпуклом участке:

Для вогнутого участка при величине изгибных напряжений

зависимость для определения минимального радиуса упругого изгиба на выпуклом участке выражается как:

Для участка горизонтального поворота минимальный радиус упругого изгиба определяется по формуле:

Пример 4

Выполнить расчеты минимальных радиусов упругого изгиба для газопровода диаметром D_н=1420 мм при рабочем давлении p=7,5 МПа и температурном перепаде ΔΤ=+50°С; ΔΤ=-10°С; ΔΤ=0°С.Остальные исходные данные принимаются из примера 3.

Расчеты минимальных радиусов упругого изгиба производятся по формулам (18), (20), (21). Результаты расчетов приведены в таблице 4.

Анализ допустимых значений минимальных радиусов упругого изгиба при укладке трубопровода, рассчитанных из условия ограничения сжимающих напряжений нормативными условными пределами текучести стали σ₀,2, показал следующее:

1. Отрицательный температурный перепад из-за замыкания монтажных стыков в теплое время года увеличивает суммарные растягивающие напряжения от действия давления и температуры и снижает запас прочности, остающийся на долю изгибающих напряжений, что вынуждает увеличивать радиус укладки упругим (свободным) изгибом.

2. Положительный температурный перепад при замыкании монтажных стыков в холодное время года уменьшает суммарные продольные напряжения от действия давления и температуры и увеличивает запас прочности, приходящийся на долю изгибающих напряжений, что позволяет уменьшить радиусы укладки упругим (свободным) изгибом, чем и пользуются на стадии проектирования для упрощения трассирования и облегчения разбивки трассы.

3. При любых температурных перепадах радиусы упругого изгиба имеют минимальные значения на выпуклых участках, больше по значению - на вогнутых участках, и максимальные значения - на участках горизонтального поворота.

Предлагаемый способ оценки напряженно-деформированного состояния магистрального трубопровода с дефектными сварными соединениями реализуется следующим образом:

1. По результатам внутритрубной дефектоскопии, путем анализа таблиц с массивом значений радиусов поворота или графиков значений радиусов от координат, выделяются участки с радиусами поворота ρ≤1000D.

2. На выделенных участках по результатам внутритрубного контроля идентифицируются и обозначаются части трубопровода с поворотами в вертикальной плоскости с выпуклыми и вогнутыми участками отдельно и участки горизонтальных поворотов.

3. Выделяются и выносятся для отдельного анализа напряженно-деформированного состояния участки поворотов со вставками холодного гнутья, которые должны, в соответствии с требованиями [36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85^*)], иметь радиус 60 м и менее, а также участки с отводами.

4. С использованием материалов проектно-исполнительной, эксплуатационной документации и фактических замеров при контроле рассчитываются минимальные радиусы упругого изгиба ρ_min по формулам (18), (20) и (21).

5. Делается сравнение фактических замеренных радиусов поворота с рассчитанными минимальными радиусами упругого изгиба ρ_min отдельно для каждого типа поворота (выпуклый участок, вогнутый участок, участок горизонтального поворота).

6. На основе сравнительного анализа для участков, в которых радиусы изгиба лежат в интервале между минимальными радиусами упругого изгиба ρ_min и радиусами поворота ρ=1000D, рассчитываются с использованием формул (1)-(8) кольцевые и суммарные продольные напряжения и интенсивности напряжений с проверкой для сжатых зон условия недопустимости местных пластических деформаций по формулам (9)-(14).

7. Участки, на которых фактические радиусы изгиба меньше минимальных радиусов упругого изгиба ρ_min, передаются для контроля и дефектовки в шурфах в соответствии с нормативно-техническими документами, также как и участки со значениями ρ_min <ρ≤1000D, не прошедшие проверку сжатых зон сечений на отсутствие чрезмерных местных пластических деформаций.

Предлагаемое изобретение позволяет без проведения дорогостоящих и длительных дополнительных комплексных обследований на трассе трубопровода с привлечением специализированных подрядных организаций, на базе имеющихся результатов внутритрубной диагностики оценить напряженно-деформированное состояние большинства участков с дефектными сварными стыками и получить достоверные данные для оценки надежности этих участков.