Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОПУСКАЕМОГО ВНУТРЕННЕГО ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ УЧАСТКА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА СО СТРЕСС-КОРРОЗИОННОЙ ТРЕЩИНОЙ

Изобретение относится к области эксплуатации систем трубопроводного транспорта и предназначено для определения степени опасности дефектов, выявленных при диагностическом обследовании, а также для определения внутреннего рабочего давления, при котором возможна дальнейшая эксплуатация дефектных участков линейной части. Способ может быть использован в нефтяной и газовой отраслях.

Известен способ (Modified B31G), [ASME B31G-2009. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. New York.: ASME, 2009], в соответствии с которым допускаемое давление вычисляется по формуле:

где δ - толщина стенки трубы, мм;

D - наружный диаметр трубы, мм;

- напряжение пластического течения материала трубы, МПа;

σ_0.2 - предел текучести, МПа;

σ_в - предел прочности при растяжении, МПа;

SF - коэффициент надежности;

h - максимальная глубина трещины, мм;

М - коэффициент Фолиаса.

Если z≤50, то коэффициент Фолиаса определяется по формуле:

где ; L - длина трещины, мм.

Если z>50, то коэффициент Фолиаса определяется выражением:

Данный способ не обладает достаточной точностью и не учитывает переход материала в зоне с поверхностным дефектом из зоны упругих деформаций в зону пластического деформирования.

Известен способ, принятый авторами в качестве прототипа (СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: ВНИИГАЗ, 2008 - 29 с.), в соответствии с которым допускаемое внутреннее давление определяется по формуле:

где Р_р - рабочее давление, МПа;

- фактический коэффициент запаса прочности по критическому напряжению;

n_н - нормативный коэффициент запаса прочности по наибольшему давлению.

где Р_кр - критическое давление, МПа;

σ_кр - критическое напряжение, МПа;

D - наружный диаметр трубы, мм;

δ - толщина стенки трубы, мм.

где - эмпирическая зависимость, дающая консервативную оценку значения ударной вязкости, ; - полный эллиптический интеграл второго рода;

h - максимальная глубина трещины, мм;

L - длина трещины, мм;

- поправочная функция, зависящая от параметров трещины: ; ; ;

σ_в - предел прочности материала, МПа;

- поправочный коэффициент;

- площадь трещины в плоскости осевого сечения стенки трубы, мм²;

A₀=Lδ - первоначальная площадь осевого сечения стенки трубы в плоскости трещины, мм²;

- коэффициент, учитывающий геометрические параметры трещины и трубы.

где Р_0.2 - давление, соответствующее возникновению в стенке трубы кольцевых напряжений, равных нормативному пределу текучести σ_0.2 материала трубы, МПа.

Рассмотренный способ обладает недостаточной точностью определения допускаемого давления и не способен учесть недопустимые микропластические деформации в зоне с поверхностным дефектом, которые способствуют дальнейшему росту трещины и накоплению микроповреждений, приводящих к разрушению конструкции.

Техническим результатом заявляемого способа является повышение точности значения допускаемого внутреннего давления за счет предотвращения появления микропластической деформации в стенке поврежденных участков магистральных трубопроводов, недопущения дальнейшего роста стресс-коррозионной трещины и, как следствие, постепенного разрушения трубопровода.

Технический результат достигается тем, что измеряют геометрические параметры участка магистрального трубопровода и стресс-коррозионной трещины, выявленной в результате диагностики, учитывают коэффициент Пуассона, предел текучести, предел прочности, критические напряжения, дополнительно определяют коэффициенты концентрации кольцевых и продольных напряжений в стенке трубопровода, термические напряжения, а затем проводят сравнение текущего рабочего давления в данном участке трубопровода со стресс-коррозионной трещиной с допускаемым внутренним давлением, которое рассчитывают по математической зависимости:

где δ - толщина стенки трубы, мм;

D - наружный диаметр трубы, мм;

σ_t - термические напряжения, МПа;

µ - коэффициент поперечной деформации (коэффициент Пуассона);

n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению;

γ_кц - коэффициент концентрации кольцевых напряжений в стенке трубопровода;

γ_пр - коэффициент концентрации продольных напряжений в стенке трубопровода;

[σ] - допускаемое напряжение, МПа, определяемое из условия: ;

R₂ - расчетные допускаемые напряжения при одноосном растяжении, МПа;

σ_кр - критические напряжения, МПа;

.

Преимущества заявленного способа достигаются тем, что, во-первых, учитывают концентрации напряжений для кольцевой и продольной составляющих; во-вторых, дополнительно вводят условие при выборе допускаемых напряжений, что обеспечивает корректность прочностного расчета, особенно в тех случаях, когда в стенке магистрального трубопровода имеются стресс-коррозионные трещины с относительно большой глубиной; в-третьих, учитывают термические напряжения, возникающие в стенке магистрального трубопровода, в-четвертых, результаты, полученные при использовании данного способа хорошо согласуются с результатами численного моделирования методом конечных элементов, выполненным в CAE-системе Ansys, что позволяет применять его на практике.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом. Проводят неразрушающий контроль. Измеряют геометрические параметры участка магистрального трубопровода: наружный диаметр D, толщину стенки δ и характерные размеры стресс-коррозионной трещины: длину профиля стресс-коррозионной трещины (расстояние между наиболее удаленными точками стресс-коррозионной трещины вдоль оси участка магистрального трубопровода), ширину профиля стресс-коррозионной трещины w, максимальную глубину стресс-коррозионной трещины h. Как измеряют эти параметры показано на Фиг. 1.

В соответствии с нормативно-технической документацией (ГОСТ, ТУ) или сертификатами качества на данный участок магистрального трубопровода выбирают значения предела прочности σ_в, предела текучести σ_0.2, ударной вязкости KCU, модуля упругости (модуля Юнга) Е, коэффициента поперечной деформации (коэффициента Пуассона) µ, коэффициента линейного расширения металла трубы α.

После предварительного вычисления промежуточных параметров

рассчитывают концентраторы кольцевых γ_кц и продольных γ_пр механических напряжений:

Согласно рекомендациям СНиП 2.05.06-85∗. Строительные нормы. Магистральные трубопроводы. - М.: Миннефтегазстрой, 1986 - 96 с. определяют расчетные допускаемые напряжения при одноосном растяжении R₂ и выбирают значения коэффициента надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению n, указанные в таблице 13.

Используя справочную информацию, например Сергеев М.А. Расчет сезонного промерзания грунтов на основе данных скважинной термометрии. - М.: Недра, 1973., находят температуру грунта на глубине залегания трубопровода t₁, за температуру транспортируемого продукта в трубопроводе t₂ принимают: для нефтепродуктов - температуру на выходе с нефтеперекачивающей станции, для природного газа - температуру после аппарата воздушного охлаждения на выходе с компрессорной станции. После чего производят расчет термических напряжений:

σ_t=αE(t₂-t₁).

В соответствии с СТО Газпром 2-2.3-173-2007 «Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением» вычисляют критические напряжения σ_кр.

Из полученных значений R₂ и σ_кр выбирают меньшее и подставляют в формулу для расчета допускаемого внутреннего давления:

Пример практической реализации предлагаемого способа рассмотрен для участка магистрального газопровода диаметром D=1420 мм из стали 10Г2Ф с характеристиками: предел прочности σ_в=600 МПа, предел текучести σ_0.2=450 МПа, ударная вязкость KCU=88 Дж/см², модуль упругости Е=20,6·10⁴ МПа, коэффициента Пуассона µ=0,3, коэффициент линейного расширения металла трубы .

В табл. 1 приведены результаты расчета, а также результаты численного моделирования методом конечных элементов, выполненных в программном комплексе Ansys Mechanical. Расчетные значения, практически, совпадают с результатами моделирования, наибольшее расхождение не превышает 5%.

На Фиг. 2 представлена эпюра механических напряжений, возникающих при воздействии допускаемого внутреннего давления, вычисленного по заявленному способу, для поврежденного участка трубопровода, в стенке которого имеется стресс-коррозионная трещина с параметрами: длина 430 мм, ширина 190 мм, максимальная глубина 6,5 мм.

Был проведен статистический анализ точности полученных значений допускаемого внутреннего давления по методу СТО Газпром 2-2.3-173-2007, B31G Modified и заявленному способу.

В табл. 2 представлена информация по относительным и абсолютным погрешностям рассматриваемых методов.

Представлены гистограммы и графики плотности распределения вероятностей относительных погрешностей результатов расчета по методу, изложенному в СТО Газпром 2-2.3-173-2007 (Фиг. 3), по методу B31G Modified (Фиг. 4) и по заявленному способу (Фиг. 5).

Приведены результаты проверки на нормальность распределения выборок с использованием критерия согласия Колмогорова-Смирнова для метода, изложенного в СТО Газпром 2-2.3-173-2007 (Фиг. 6), метода B31G Modified (Фиг. 7) и для заявленного способа (Фиг. 8).

Из анализа полученных результатов следует:

1) Расчет допускаемого внутреннего давления по данной методике позволяет предотвратить появление микропластической деформации в стенке поврежденных участков магистральных трубопроводов и не допустить дальнейший рост стресс-коррозионной трещины, разрушающей трубопровод.

2) относительные погрешности определения допустимого внутреннего давления для каждого из методов подчиняются нормальному закону распределения;

3) из анализа числовых характеристик следует, что:

- выборочное среднее относительной погрешности по заявленному способу составляет - 2,53; для СТО Газпром 2-2.3-173-2007 - 19,16; для В31G Modified - 21,67;

- выборочный размах относительной погрешности по заявленному способу меньше выборочных размахов, вычисленных для СТО Газпром 2-2.3-173-2007 и B31G Modified, соответственно, в 10,48 и 9,58 раза;

- выборочное среднее квадратическое отклонение относительной погрешности по заявленному способу меньше средних квадратических отклонений, вычисленных для СТО Газпром 2-2.3-173-2007 и B31G Modified, соответственно, в 7,70 и 7,07 раза.

Результаты статистического анализа указывают на неоспоримые преимущества заявленного метода по сравнению с используемыми в настоящее время известными методиками. Применение заявленного способа позволит с достаточной точностью определять уровень допускаемого внутреннего давления для участков линейной части магистрального трубопровода со стресс-коррозионной трещиной, что окажет положительное влияние на надежность трубопроводной системы и способствует оптимизации ремонтно-восстановительных работ.

Источники информации

1. ASME B31G-2009. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. New York.: ASME, 2009.

2. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: ВНИИГАЗ, 2008 - 29 с. (прототип).

3. СНиП 2.05.06-85∗. Строительные нормы. Магистральные трубопроводы. - М.: Миннефтегазстрой, 1986 - 96 с.

4. Аладинский В.В., Гаспарянц Р.С. Прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа риска // Нефтегазовое дело, 2007 - 14 с.

5. Патент №2240469 Российская Федерация, RU 2240469 С1. Способ аналитической диагностики разрушающего давления трубопроводов с поверхностными дефектами / Кисилев В.К., Столов В.П. (РФ) - №2003105538/06; заявлено 25.02.2003; опубл. 20.11.2004 - 8 с.

6. Сергеев М.А. Расчет сезонного промерзания грунтов на основе данных скважинной термометрии. - М.: Недра, 1973.