RU2656163C2 - Method of evaluating stress-strain state of a pipeline with faulty welded joints - Google Patents
Method of evaluating stress-strain state of a pipeline with faulty welded joints Download PDFInfo
- Publication number
- RU2656163C2 RU2656163C2 RU2016114205A RU2016114205A RU2656163C2 RU 2656163 C2 RU2656163 C2 RU 2656163C2 RU 2016114205 A RU2016114205 A RU 2016114205A RU 2016114205 A RU2016114205 A RU 2016114205A RU 2656163 C2 RU2656163 C2 RU 2656163C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- bending
- stresses
- radii
- sections
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims abstract description 80
- 230000002950 deficient Effects 0.000 claims description 13
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 10
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 9
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 7
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 7
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 2
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 240000002871 Tectona grandis Species 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
- F16L1/024—Laying or reclaiming pipes on land, e.g. above the ground
- F16L1/028—Laying or reclaiming pipes on land, e.g. above the ground in the ground
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к эксплуатации магистральных трубопроводов, в частности к оценке остаточного ресурса дефектных сварных стыков, выявленных при проведении внутритрубной дефектоскопии.The invention relates to the operation of trunk pipelines, in particular to assessing the residual life of defective welded joints identified during in-tube inspection.
В настоящее время основным средством выявления дефектных сварных стыков на магистральных газопроводах (МГ) является внутритрубная дефектоскопия (ВТД).At present, the main means of identifying defective welded joints on gas pipelines (MG) is in-line flaw detection (VTD).
Известно, что главный разрушающий фактор на линейной части МГ - это непроектные напряжения (первичный фактор), а дефектный сварной стык является концентратором напряжений, приближая время разрушения.It is known that the main destructive factor on the linear part of the MG is non-design stresses (primary factor), and the defective welded joint is a stress concentrator, approximating the fracture time.
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.To assess the stress-strain state (VAT) when determining the residual life at Gazprom, it is recommended to use the regulatory document [R Gazprom 2-2.3-437-2010 "Methodology for calculating the residual life of welded joints of the linear part of gas pipelines"] (analog), according to which when calculating, gas pressure, operating temperature and bending moment are taken into account in case of deviation of the pipe axis from a straight path. The results of experimental voltage measurements during the diagnostic examination are used to refine and verify the estimated VAT.
Оценку НДС и расчет ресурса выполняют с помощью программного комплекса «Ресурс». В качестве исходных данных используют данные, приведенные в форме таблицы 1.Assessment of VAT and resource calculation is performed using the Resource software package. As the source data use the data shown in the form of table 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.The table shows that the assessment of the stress-strain state is a comprehensive diagnostic work that requires the involvement of a specialized organization and the creation of conditions for complex measurements. The next stage - the use of the obtained data in the calculations of the Resource software package - can be used exclusively by its developer.
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.Subject to the recommendations of the regulatory document [R Gazprom 2-2.3-437-2010 "Methodology for calculating the residual life of welded joints of the linear part of gas pipelines"], it is necessary to attract specialized organizations on a contractual basis for measuring VAT in route conditions, geodetic positioning and calculating VAT (comprehensive diagnostic examination); a specialized organization for calculating the resource, and this can only be a monopolist - the developer of the Resource software package, wait for his conclusion on the results of a comprehensive survey. This means that several months (years) may elapse before the final decision. In addition, the management operating the MG may not always have free funds for concluding contracts for a comprehensive diagnostic examination. All of the above relates to the disadvantages of this method.
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.A significant drawback of this method of assessing the stress-strain state is also the need to perform a large amount of earthwork for digging the pipeline and providing access when measuring stresses and geometric parameters of a bent section in accordance with the list of Table 1, since the elements of a circle segment (base for deflection and deflection in vertical and horizontal plane) are not the output of the results of in-line diagnostics and not all bent sections can be appr ksimirovany dutoy circumference.
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*)]:When evaluating the performance and rejection of defective ring welded joints of pipelines in accordance with [STO Gazprom 2-2.4-715-2013. Methodology for assessing the health of ring welded joints of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2014. - 226 s] (prototype) nominal longitudinal stresses in the pipe wall from the combined action of elastic bending, working pressure and temperature difference are determined by the calculation method according to the formula [SP 36.13330.2012 Code of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )]:
где 
μ - коэффициент Пуассона для металла трубы, МПа;μ - Poisson's ratio for pipe metal, MPa;
Ε - модуль Юнга для металла трубы, МПа;Ε - Young's modulus for pipe metal, MPa;
Dн - наружный диаметр трубопровода, м;D n - the outer diameter of the pipeline, m;
Dвн=Dн-2t - внутренний диаметр трубопровода, м;D int = D n -2t - the inner diameter of the pipeline, m;
t - толщина стенки, м;t is the wall thickness, m;
α - коэффициент линейного температурного расширения металла трубы, 1/град.;α is the coefficient of linear thermal expansion of the pipe metal, 1 / deg .;
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.;ΔT is the calculated temperature difference determined in accordance with the requirements of [SP 36.13330.2012 Code of practice. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )] and accepted positive when heated, deg .;
ρ - радиус упругого изгиба, м.ρ is the radius of elastic bending, m
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.The “+” sign in formula (1) corresponds to tensile stresses, the “-” sign to compressive stresses. Thus, with a positive calculated temperature difference ΔT, which corresponds to heating, the second term has the sign “-”, which corresponds to the occurrence of compressive stresses on adjacent sections due to soil resistance to the longitudinal movement of the sections of the bent section. The “-" sign in the third term corresponds to compressive stresses on the compressed part of the elastic bend section.
Радиус упругого изгиба ρ, входящий в формулу (1), описывается как «минимальный радиус упругого изгиба» без пояснений, а как же эту минимальную величину определять.The radius of elastic bending ρ included in formula (1) is described as the “minimum radius of elastic bending” without explanation, but how to determine this minimum value.
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.In recent years, Gazprom transgaz Ufa, together with Spetsneftegaz, have developed a technology for identifying and primary assessment of potentially dangerous sections by continuously recording and logging the values of the curvature of the axis of the pipeline 1 / ρ along the in-pipe projectile, with highlighting sections in the journal with non-projected (less than 1000D) radii of elastic bending [Report of VTD. Report on the in-line flaw detection of the Urengoy-Novopskov gas pipeline (section of the Almaznaya CS - Polyanskaya CS). - NPO Spetsneftegaz, Yekaterinburg, 2013. - 674 s]. This technology is an embodiment of the prototype, an example of which is given below.
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.In our example, in the log of defects in the in-line diagnostics of the MG Urengoy-Novopskov pipes with abnormal welded joints are presented, divided into three categories, depending on the degree of danger of the defect. Categories “a” - elimination as soon as possible, “c” - repairs within the framework of planned activities - are subject to mandatory identification in pits. Category “c” - permissible without examination - these anomalies should not lead to an accident until the next inspection. Category “c” is the most numerous, for example, in [Report of the VTD. Report on the in-line flaw detection of the Urengoy-Novopskov gas pipeline (section of the Almaznaya CS - Polyanskaya CS). - NPO Spetsneftegaz, Yekaterinburg, 2013. - 674 s], the abnormal joints of categories “a” and “b” total 2 + 14 = 16, and joints of category “c” - 193.
Дефектные сварные стыки, независимо от категории опасности, находящиеся в зоне непроектного (менее 1000D) радиуса упругого изгиба трубопровода, подлежат идентификации в шурфах.Defective welded joints, regardless of the hazard category, located in the zone of the non-projected (less than 1000D) radius of the elastic bending of the pipeline, must be identified in the pits.
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.If the defective part of the anomalous joint in the angular coordinates of the cross-section falls on the section extension zone with a non-projected radius of elastic bending, this should be the reason for assigning this welded joint to cutting or repair, since the presence of defects weakens the cross section and reduces the bearing capacity of the pipe under non-projected stresses . If the defective part of the anomalous joint in angular coordinates falls on the compression zone of the cross section with a non-projected radius of elastic bending, then an estimate of the magnitude and sign of the total longitudinal stress is required taking into account the sign and magnitude of the temperature difference, depending on the closure time of the assembly joint during construction.
Данный метод определения продольных напряжений (прототип) имеет следующие недостатки:This method of determining longitudinal stresses (prototype) has the following disadvantages:
1. Продольные напряжения от упругого изгиба, определяемые по третьему слагаемому уравнения (1), как1. The longitudinal stresses from elastic bending, determined by the third term of equation (1), as
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].can be determined by this formula only on convex sections of the terrain when the axis of the pipeline is rotated in a vertical plane with a bulge up [Borodavkin PP, Berezin VP The construction of trunk pipelines. - M .: Nedra, 1977. - 407].
2. Прототип не поясняет, каким образом определить для эксплуатируемого трубопровода фактические значения радиуса изгиба в каждом конкретном сечении трубопровода для проверки условия упругости деформаций.2. The prototype does not explain how to determine the actual values of the bending radius for each pipeline in operation for each particular section of the pipeline to check the conditions of elasticity of deformations.
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.3. The prototype does not distinguish between cases of vertical and horizontal position of the bending plane and between concavity and convexity of the curved axis when the pipeline is rotated in a vertical plane.
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:When designing sections of trunk pipelines laid by free elastic bending along the terrain, in accordance with the regulatory document [SP 86.13330.2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP III-42-80 * )] the turning radius should not be less than the standard value determined from the condition:
где D - наружный диаметр трубопровода, м.where D is the outer diameter of the pipeline, m
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.4. Regulatory documents [R Gazprom 2-2.3-437-2010. Methodology for calculating the residual life of welded joints of the linear part of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2010. - 24 s] (analogue) and [STO Gazprom 2-2.4-715-2013. Methodology for assessing the health of ring welded joints of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2014. -226 s] (prototype) when analyzing the VAT of sections with defective welded joints, all sections laid along bending radii less than ρ≤1000D are classified as non-projected and oblige them to be identified in pits, including those which were identified as a result of the VDT by in-tube inspection shells [WFD 39-1.10-001-99. Guidance on the analysis of in-pipe inspection results and the assessment of the risk of defects. - Gazprom". - M .: 1999. - 16 s]. The disadvantages of diagnostics and determining the position of the pipeline, including bending radii, have already been mentioned above.
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.].The practice of construction and operation of pipelines shows that there are many curved sections of pipelines laid along a radius ρ≤1000D, where, however, metal deformations remain elastic, and this is confirmed by calculations [WFD 39-1.10-001-99. Guidance on the analysis of in-pipe inspection results and the assessment of the risk of defects. - Gazprom". - M .: 1999. - 16 p.].
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.5. The methodology for assessing VAT used in the computer program of the in-line diagnostic complex is based on normative documents [R Gazprom 2-2.3-437-2010. Methodology for calculating the residual life of welded joints of the linear part of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2010. - 24 p.], [STO Gazprom 2-2.4-715-2013. Methodology for assessing the health of ring welded joints of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2014. - 226 p.] And others, earlier, and uses the formula (3), which is applicable only for convex curved sections of pipelines and gives underestimated values of bending stresses.
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»).6. The methodology purely documented, according to the characteristics of the weld (lateral displacement of the edges), without taking into account bending, classified defects of this welded joint to category “c”, which are not subject to identification in pits. As a result, a dangerous defect has formed - a crack that must be removed immediately (that is, it belongs to category “a”).
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.The aim of the invention is to simplify the assessment of the stress-strain state of the walls of pipelines in the identification of defective welded joints located in areas of elastic bending. The specified goal is achieved as follows.
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 ρmin по предлагаемым формулам с учетом всех эксплуатационных нагрузок и воздействий. Для участков с радиусами упругого изгиба, лежащими в интервале ρmin≤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.A method for assessing the stress-strain state of bent sections of a main pipeline with defective welded joints involves calculating stresses in the pipe wall, taking into account the bending radii of the axis of the pipeline. The assessment is carried out according to in-line diagnostics, in which sections with non-projected radii of elastic bending (less than 1000D, where D is the diameter of the pipeline) are identified, for which parts of the pipeline with convex and concave turns in the vertical plane and sections of horizontal turns are identified and highlighted. Separately for each type of curved section (convex section, concave section and horizontal rotation section), the minimum radii of elastic bending ρ min are calculated according to the proposed formulas taking into account all operational loads and influences. For sections with elastic bending radii lying in the interval ρ min ≤ρ <1000 D, the normative ring and total longitudinal stresses are determined taking into account bending for each type of bent section and the stress intensity [3]. A check is carried out for local plastic deformations from the action of normative ring and longitudinal stresses and a check of stress intensity.
Участки с фактическими замеренными радиусами, меньшими, чем радиусы упругого изгиба ρmin, 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.Sections with actual measured radii smaller than the radii of elastic bending ρ min for each type of bent section, including sections of cold bending inserts (ρ≤60 m) and bends, as well as sections that have not passed the verification according to the requirements of paragraph 3, are subject to control , identification and fault detection in pits in accordance with regulatory documents.
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.According to formula (1), at constant values of working pressure, working temperature difference, geometric characteristics of the pipeline section and elastic characteristics of steel, longitudinal stresses will linearly depend on the value of the radius of elastic bending ρ. Thus, if the radius of elastic bending is measured with sufficient accuracy, then for each section of the pipeline, the actual values of longitudinal stresses can be obtained taking into account elastic bending in the horizontal and vertical plane, taking into account the concave or convex terrain.
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.This goal is achieved using the results of in-line diagnostics, in which there is a log of continuous recording of the curvature of the axis of the pipeline 1 / ρ for each section of the pipeline with reference to the distance in meters and to each numbered pipe, by printing a graph of the distribution of curvature along the length with any given accuracy, from which the sign of curvature is visible, i.e. convex and concave sections can be distinguished. With a given accuracy, it is possible to determine the cross section with the maximum curvature or curvature corresponding to the welded joint with defects and calculate the nominal ring and longitudinal stresses in the section of interest, as well as the stress intensity, if necessary when solving the problem.
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:In accordance with the laws of structural mechanics and the restrictions imposed [SP 36.13330.2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )] for long thin-walled cylindrical shells, longitudinal stresses on an elastically curved section of an underground pipeline are determined by the formula:
где μ, 
σu - 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].σ u are the bending stresses in the elastic bending sections in the horizontal or vertical planes, and in the vertical plane - in the convex or concave sections in accordance with the formulas set forth, for example, in [Bykov L.I., Mustafin F.M., Rafikov S .TO. and others. Typical calculations in the design, construction and operation of gas and oil pipelines. - St. Petersburg, Nedra, 2011. - 751 s].
При упругом изгибе в вертикальной плоскости на выпуклом участке изгибные напряжения определяются по формуле:With elastic bending in a vertical plane on a convex section, bending stresses are determined by the formula:
При упругом изгибе в вертикальной плоскости на вогнутом участке изгибные напряжения определяются по формуле:With elastic bending in a vertical plane on a concave section, bending stresses are determined by the formula:
На участке поворота упругим изгибом в горизонтальной плоскости изгибные напряжения определяются по формуле:In the area of rotation by elastic bending in the horizontal plane, bending stresses are determined by the formula:
Рассмотрим примеры определения продольных напряжений на участках упругого изгиба.Let us consider examples of determining longitudinal stresses in elastic bending areas.
Пример 1Example 1
Исходные данные:Initial data:
Рабочее давление ρ=7,5 МПа; наружный диаметр Dн=1420 мм; толщина стенки трубы δ=15,7 мм; предел прочности стали σв=588 МПа; условный предел текучести стали σ0,2=470 МПа; температура стенки трубы на эксплуатируемом участке газопровода tэ=+25°С; расчетная температура замыкания монтажного стыка в холодное время года tзх=-25°С; расчетная температура замыкания монтажного стыка в теплое время года tзт=+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 Dвн=1,42-2⋅0,0157=1,3886 м.Working pressure ρ = 7.5 MPa; outer diameter D n = 1420 mm; pipe wall thickness δ = 15.7 mm; tensile strength of steel σ in = 588 MPa; conditional yield strength of steel σ 0.2 = 470 MPa; pipe wall temperature in the exploited section of the gas pipeline te = + 25 ° С; the estimated circuit temperature of the mounting joint in the cold season t sx = -25 ° C; the estimated circuit temperature of the mounting joint in the warm season t zt = + 35 ° C; the minimum radius of elastic bending when laying ρ = 1000D = 1420 m; Poisson's ratio μ = 0.3; modulus of elasticity of steel Ε = 2.1⋅10 5 MPa; inner diameter D ext = 1,42-2⋅0,0157 = 1,3886 m.
Для того, чтобы произвести расчеты по формуле (5), необходимо определить расчетные перепады температуры стенки трубы ΔΤ:In order to carry out calculations according to formula (5), it is necessary to determine the calculated temperature drops of the pipe wall ΔΤ:
- при замыкании монтажного стыка в холодное время года:- when the mounting joint is closed in the cold season:
ΔТхол=tэ-tзх=+25-(-25)=+50°С;ΔТ cold = t e -t sx = + 25 - (- 25) = + 50 ° С;
- при замыкании монтажного стыка в теплое время года:- when the mounting joint is closed in the warm season:
ΔТтеп=tэ-tзт=+25-(+35)=-10°С;ΔT tep = t e -t zt = + 25 - (+ 35) = - 10 ° C;
- при совпадении температуры стенки при эксплуатации и расчетной температуры стенки при замыкании монтажного стыка:- if the wall temperature coincides during operation and the calculated wall temperature when the mounting joint is closed:
ΔΤ=tэ-tз=+25-(+25)=0°С.ΔΤ = t e -t s = + 25 - (+ 25) = 0 ° C.
Кольцевые напряжения:Ring stresses:
Изгибные напряжения:Bending stress:
- на выпуклом участке: 
- на вогнутом участке: 
- на горизонтальном повороте:
Продольные напряжения от расчетных перепадов температуры:Longitudinal stresses from calculated temperature drops:
- при замыкании монтажных стыков в холодное время года (при положительном перепаде температуры):- when mounting joints are closed in the cold season (with a positive temperature difference):
σΔТхол=-α⋅Е⋅ΔТхол=-1,2⋅10-5⋅2,1⋅105⋅(+50)=-126 МПа - напряжения сжимающие;σ ΔТхол = -α⋅Е⋅ΔТ Hall = -1.2⋅10 -5 ⋅2.1⋅10 5 ⋅ (+50) = - 126 MPa - compressive stresses;
- при замыкании монтажных стыков в теплое время года (при отрицательном перепаде температуры):- when mounting joints are closed in the warm season (with a negative temperature difference):
σΔТтеп=-α⋅Е⋅ΔТтеп=-1,2⋅10-5⋅2,1⋅105⋅(-10)=+25,2 МПа - напряжения растягивающие.σ ΔTep = -α⋅E⋅ΔT tep = -1.2⋅10 -5 ⋅2.1⋅10 5 ⋅ (-10) = + 25.2 MPa - tensile stresses.
Продольные напряжения от действия внутреннего давления при защемлении грунтом подземного трубопровода:Longitudinal stresses from the action of internal pressure when pinched by an underground pipeline:
Суммируя напряжения в соответствии с формулой (5), получаем суммарные продольные (мембранные) напряжения, представленные в таблице 2.Summing up the stresses in accordance with formula (5), we obtain the total longitudinal (membrane) stresses presented in table 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.Analysis of the calculation results shows that the values of the longitudinal stresses in the elastic bending sections in the concave sections and in the horizontal turning sections both in the stretched and in the compressed zones of the pipeline section significantly exceed the stresses calculated by the formulas proposed by the prototype [STO Gazprom 2-2.4-715 2013. Methodology for assessing the health of ring welded joints of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2014. - 226 s]. The maximum are the longitudinal stresses in the horizontal rotation sections.
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).The analysis of Table 2 also shows that in the compressed part of the section (compressed generatrix), the calculated longitudinal stresses are practically compressive (<0) at almost any temperature difference (positive or negative) and in the absence of a difference between the closure temperature of the mounting joint and the operating temperature.
Поэтому в сжатых зонах максимальными будут не кольцевые или продольные напряжения, а интенсивность напряжений, определяемая по формуле:Therefore, in compressed zones, the maximum will be not ring or longitudinal stresses, but the stress intensity, determined by the formula:
Пример 2Example 2
Расчет интенсивностей напряжений:Calculation of stress intensities:
а) ΔТхол=+50°С - замыкание монтажного стыка в холодное время года с температурой воздуха tзх=-25°С:a) ΔТ hall = + 50 ° С - closure of the mounting joint in the cold season with air temperature t sx = -25 ° С:
- для вогнутого участка:- for a concave section:
- для вогнутого участка:- for a concave section:
- для участка горизонтального поворота:- for the horizontal rotation section:
б) ΔТтеп=-10°С - замыкание монтажного стыка в самый жаркий месяц лета при температуре воздуха tзт=+35°С:b) tep? T = -10 ° C - field joint closure in the hottest summer month at air temperature = sin t + 35 ° C:
- для выпуклого участка (единственный случай из таблицы 2, когда продольные напряжения остаются после изгиба положительными, т.е. растягивающими):- for the convex section (the only case from table 2, when the longitudinal stresses remain positive, i.e. tensile after bending):
- для вогнутого участка:- for a concave section:
- для участка горизонтального поворота:- for the horizontal rotation section:
в) ΔΤ=0°С - замыкание монтажного стыка в теплое время года с максимальной температурой воздуха tэ=+25°С:c) ΔΤ = 0 ° С - closure of the mounting joint in the warm season with a maximum air temperature t e = + 25 ° С:
- для выпуклого участка:- for a convex section:
- для вогнутого участка:- for a concave section:
- для участка горизонтального поворота:- for the horizontal rotation section:
Результаты расчетов интенсивности напряжений для сжатых зон сечений участков, изогнутых по радиусу ρ=1000 Дн=1420 м при кольцевых напряжениях 
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 (σi=322,27 МПа при ΔТтеп=-10°С). Объясняется это большими значениями сжимающих продольных напряжений 
где 
m - коэффициент условий работы, принимаемый по таблице 1 [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*)];m is the coefficient of working conditions, adopted according to table 1 [SP 36.13330.2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )];
Кн - коэффициент надежности по ответственности трубопровода, принимаемый по таблице 13 [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*)];To n - reliability coefficient for the responsibility of the pipeline, adopted according to table 13 [SP 36.13330.2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 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;R 2 n - standard resistance to tensile (compression) of the pipe metal, taken at the conditional yield strength of steel from certificates or specifications for these pipes;
Ψ1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла трубы.Ψ 1 - coefficient taking into account the biaxial stress state of the pipe metal.
В сечениях трубопровода, имеющих сжатые в продольном направлении зоны, когда выполняется условие для 
а также условие (11), коэффициент Ψ1 определяется по формуле:as well as condition (11), the coefficient Ψ 1 is determined by the formula:
Нормативные кольцевые напряжения определяются по формуле (2).Regulatory ring stresses are determined by the formula (2).
В случае, если максимальные суммарные продольные напряжения во всех зонах сечения трубопровода растягивающие (
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
Пример 3Example 3
Исходные данные:Initial data:
Суммарные продольные напряжения в сжатой зоне сечения 
По характеристикам трубопровода из таблиц 1 и 13 [СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*)] определяем:According to the characteristics of the pipeline from tables 1 and 13 [SP 36.13330.2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )] determine:
- коэффициент условий работы для трубопровода III категории m=0,990;- coefficient of working conditions for a pipeline of category III m = 0.990;
- коэффициент надежности по ответственности Кн=1,210.- the reliability coefficient for responsibility K n = 1,210.
Проверяем условие (11):We check condition (11):
Поскольку есть сжатая зона и сжимающие напряжения в сечении изогнутого трубопровода (
Вычисляем значение коэффициента Ψ1 по формуле (13):We calculate the value of the coefficient Ψ 1 by the formula (13):
Проверяем условие (10):We check condition (10):
Дополнительная проверка по нормативным значениям интенсивности напряжений и предела текучести:An additional check on the standard values of stress intensity and yield strength:
σi=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 Кн 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.σ i = 452.66 MPa <R 2 n = 480 MPa - there is no local stability loss according to regulatory parameters due to shear deformations, but there is not enough margin for the reliability coefficient K n and the coefficient of working conditions m in accordance with [SP 36.13330. 2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )]. Based on the results of assessing stress intensity, an additional diagnostic examination in a pit is recommended to evaluate bending stresses by acoustic methods in a compressed section area, clarifying the position of the axis and an accurate description of weld defects.
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 Дн, и различных на вогнутых и выпуклых участках трассы и участках горизонтального поворота.All the above examples are calculated for the "minimum" in terms of [SP 36.13330.2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )], [R Gazprom 2-2.3-437-2010. Methodology for calculating the residual life of welded joints of the linear part of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2010. - 24 s], [STO Gazprom 2-2.4-715-2013. Methodology for assessing the health of ring welded joints of gas pipelines. - Gazprom". - M .: 2014. -226 s] values of the radius of elastic bending equal to ρ = 1000D = 1420 m. In fact, as shown above, bending deformations can remain elastic at radii less than 1000 D n and different in concave and convex sections tracks and sections of horizontal rotation.
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:In order to reduce the amount of computational work and speed up the analysis, it is proposed at the preliminary stage of the implementation of the proposed method to calculate the minimum allowable elastic bending radii realized when laying pipelines in a trench, depending on the type of bent section, characteristics of the pipeline, calculated temperature difference, working pressure and steel characteristics, based on the formula for the maximum total longitudinal (membrane) stresses calculated for standard values of loads and characteristics teak are:
где σи - изгибные напряжения, определяемые в зависимости от типа изогнутого участка.where σ and are bending stresses, determined depending on the type of curved section.
Принимая условие, что продольные суммарные напряжения, определяемые по нормативным нагрузкам, не должны превышать нормативные значения предела текучести, из формулы (15) получаем зависимость:Accepting the condition that the longitudinal total stresses determined by the standard loads should not exceed the standard values of the yield strength, from formula (15) we obtain the dependence:
Для выпуклого участка, выражая величину изгибных напряженийFor a convex section, expressing the magnitude of bending stresses
получаем зависимость для определения минимального допустимого радиуса упругого изгиба на выпуклом участке:we obtain the dependence for determining the minimum allowable radius of elastic bending in a convex section:
Для вогнутого участка при величине изгибных напряженийFor a concave section with bending stresses
зависимость для определения минимального радиуса упругого изгиба на выпуклом участке выражается как:the dependence for determining the minimum radius of elastic bending in a convex section is expressed as:
Для участка горизонтального поворота минимальный радиус упругого изгиба определяется по формуле:For the horizontal rotation section, the minimum radius of elastic bending is determined by the formula:
Пример 4Example 4
Выполнить расчеты минимальных радиусов упругого изгиба для газопровода диаметром Dн=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.Calculate the minimum radii of elastic bending for a gas pipeline with a diameter of D n = 1420 mm at an operating pressure of p = 7.5 MPa and a temperature difference of ΔΤ = + 50 ° C; ΔΤ = -10 ° C; ΔΤ = 0 ° C. The rest of the initial data are taken from example 3.
Расчеты минимальных радиусов упругого изгиба производятся по формулам (18), (20), (21). Результаты расчетов приведены в таблице 4.The calculations of the minimum radii of elastic bending are performed according to formulas (18), (20), (21). The calculation results are shown in table 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:An analysis of the permissible values of the minimum radii of elastic bending when laying the pipeline, calculated from the condition that the compressive stresses are limited by the standard conditional yield strengths of steel σ 0 , 2, showed the following:
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.1. The negative temperature difference due to the closure of the mounting joints in the warm season increases the total tensile stresses from the action of pressure and temperature and reduces the safety margin remaining by the proportion of bending stresses, which forces the laying radius to be increased by elastic (free) bending.
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.2. A positive temperature difference when closing assembly joints in the cold season reduces the total longitudinal stresses from the action of pressure and temperature and increases the margin of safety attributable to bending stresses, which reduces the laying radius by elastic (free) bending, which is used at the design stage to simplify tracing and facilitate route breakdown.
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.3. At any temperature differences, the radii of elastic bending have minimum values in convex sections, more in value in concave sections, and maximum values in horizontal rotation sections.
Предлагаемый способ оценки напряженно-деформированного состояния магистрального трубопровода с дефектными сварными соединениями реализуется следующим образом:The proposed method for assessing the stress-strain state of a pipeline with defective welded joints is implemented as follows:
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.1. According to the results of in-line flaw detection, by analyzing tables with an array of values of the turning radii or graphs of the values of the radii from the coordinates, sections with turning radii ρ≤1000D are distinguished.
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.2. In the selected sections according to the results of in-line inspection, parts of the pipeline with turns in the vertical plane with convex and concave sections separately and sections of horizontal turns are identified and marked.
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.3. Are identified and made out for a separate analysis of the stress-strain state of the corner sections with cold bending inserts, which must, in accordance with the requirements of [36.13330.2012. Set of rules. Main pipelines (Updated version of SNiP 2.05.06-85 * )], have a radius of 60 m or less, as well as sections with bends.
4. С использованием материалов проектно-исполнительной, эксплуатационной документации и фактических замеров при контроле рассчитываются минимальные радиусы упругого изгиба ρmin по формулам (18), (20) и (21).4. Using materials from the design, executive, operational documentation and actual measurements during control, the minimum radii of elastic bending ρ min are calculated using formulas (18), (20) and (21).
5. Делается сравнение фактических замеренных радиусов поворота с рассчитанными минимальными радиусами упругого изгиба ρmin отдельно для каждого типа поворота (выпуклый участок, вогнутый участок, участок горизонтального поворота).5. A comparison is made of the actual measured turning radii with the calculated minimum elastic bending radii ρ min separately for each type of rotation (convex section, concave section, horizontal rotation section).
6. На основе сравнительного анализа для участков, в которых радиусы изгиба лежат в интервале между минимальными радиусами упругого изгиба ρmin 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).6. Based on a comparative analysis for sections in which the bending radii lie in the interval between the minimum bending radii ρ min and the turning radii ρ = 1000D, ring and total longitudinal stresses and stress intensities are calculated using formulas (1) - (8) with checking for compressed zones the conditions of inadmissibility of local plastic deformations according to formulas (9) - (14).
7. Участки, на которых фактические радиусы изгиба меньше минимальных радиусов упругого изгиба ρmin, передаются для контроля и дефектовки в шурфах в соответствии с нормативно-техническими документами, также как и участки со значениями ρmin <ρ≤1000D, не прошедшие проверку сжатых зон сечений на отсутствие чрезмерных местных пластических деформаций.7. Areas where actual bending radii are less than the minimum elastic bending radii ρ min are transferred for inspection and fault detection in pits in accordance with regulatory and technical documents, as well as areas with ρ min <ρ≤1000D values that have not passed the test of compressed zones sections for the absence of excessive local plastic deformations.
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.The present invention allows, without conducting expensive and lengthy additional comprehensive examinations on the pipeline route with the involvement of specialized contractors, on the basis of the available results of in-line diagnostics, to evaluate the stress-strain state of most sections with defective welded joints and to obtain reliable data for assessing the reliability of these sections.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016114205A RU2656163C2 (en) | 2016-04-12 | 2016-04-12 | Method of evaluating stress-strain state of a pipeline with faulty welded joints |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016114205A RU2656163C2 (en) | 2016-04-12 | 2016-04-12 | Method of evaluating stress-strain state of a pipeline with faulty welded joints |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016114205A RU2016114205A (en) | 2017-10-17 |
| RU2656163C2 true RU2656163C2 (en) | 2018-05-31 |
Family
ID=60120248
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016114205A RU2656163C2 (en) | 2016-04-12 | 2016-04-12 | Method of evaluating stress-strain state of a pipeline with faulty welded joints |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2656163C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2729304C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-08-05 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Control method of stress-strain state of buried pipeline |
| RU2741185C1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-01-22 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Calibration method of buried-pipeline stress-strain state monitoring system |
| CN113826010A (en) * | 2019-04-05 | 2021-12-21 | 原子能股份公司 | Residual stress in weld metal of pipe welding joint (deformation) |
| RU2790906C1 (en) * | 2022-03-21 | 2023-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Method for identifying potentially dangerous sections of main pipelines with cold bends |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109388870B (en) * | 2018-09-25 | 2023-01-24 | 中国石油天然气集团有限公司 | Method for calculating minimum backfilling length of oil and gas pipeline by using strong group |
| CN117195573B (en) * | 2023-09-15 | 2024-05-31 | 西南石油大学 | Buried pipeline reliability calculation method |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2350832C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-03-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) | Method of increasing above-ground pipeline service life |
| RU2014106080A (en) * | 2014-02-19 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | METHOD FOR IDENTIFYING A POTENTIALLY HAZARDOUS PARTICIPATION OF A GAS PIPELINE |
-
2016
- 2016-04-12 RU RU2016114205A patent/RU2656163C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2350832C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-03-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) | Method of increasing above-ground pipeline service life |
| RU2014106080A (en) * | 2014-02-19 | 2015-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | METHOD FOR IDENTIFYING A POTENTIALLY HAZARDOUS PARTICIPATION OF A GAS PIPELINE |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| Исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов: учебное пособие / А.В. Рудаченко, А.Л. Саруев; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. 136 с. * |
| Исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов: учебное пособие / А.В. Рудаченко, А.Л. Саруев; Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011. 136 с. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов. Под ред. В.Е. Селезнева. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: МАКС Пресс, 2009. - 436 с. Методы и средства диагностики линейной части магистральных газопроводов: Учебное пособие / Под ред. А.С. Лопатина. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 190 с., с. 93-94. * |
| Методы и средства диагностики линейной части магистральных газопроводов: Учебное пособие / Под ред. А.С. Лопатина. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 190 с., с. 93-94. * |
| Основы численного моделирования магистральных трубопроводов. Под ред. В.Е. Селезнева. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: МАКС Пресс, 2009. - 436 с. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113826010A (en) * | 2019-04-05 | 2021-12-21 | 原子能股份公司 | Residual stress in weld metal of pipe welding joint (deformation) |
| RU2729304C1 (en) * | 2019-11-12 | 2020-08-05 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Control method of stress-strain state of buried pipeline |
| RU2741185C1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-01-22 | Публичное акционерное общество "Транснефть" (ПАО "Транснефть") | Calibration method of buried-pipeline stress-strain state monitoring system |
| RU2798635C1 (en) * | 2021-12-22 | 2023-06-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Method for assessing the degree of danger of defective ring joints on main gas pipelines |
| RU2817232C2 (en) * | 2022-02-07 | 2024-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Method for assessing degree of danger of defective circular joints on main gas pipelines |
| RU2790906C1 (en) * | 2022-03-21 | 2023-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Method for identifying potentially dangerous sections of main pipelines with cold bends |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016114205A (en) | 2017-10-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2656163C2 (en) | Method of evaluating stress-strain state of a pipeline with faulty welded joints | |
| Cosham et al. | The pipeline defect assessment manual | |
| Shingledecker et al. | Testing and analysis of full-scale creep-rupture experiments on inconel alloy 740 cold-formed tubing | |
| Hertelé et al. | Structural integrity of corroded girth welds in vintage steel pipelines | |
| Choi et al. | Comparison of computational and analytical methods for evaluation of failure pressure of subsea pipelines containing internal and external corrosions | |
| Cosham et al. | An overview of the pipeline defect assessment manual (PDAM) | |
| Xu et al. | Multiaxial fatigue life prediction of tubular K-joints using an alternative structural stress approach | |
| RU2667730C1 (en) | Pipeline repair method | |
| RU2686133C1 (en) | Repair of potentially hazardous area of pipeline | |
| Kornuta et al. | Automated error identification during nondestructive testing of pipelines for strength | |
| Gusev et al. | Nondestructive testing of offshore subsea pipelines and calculation substantiation of their safety according to risk criteria | |
| Dumitrescu et al. | Characterisation of Volumetric Surface Defects | |
| RU2571018C2 (en) | Method to determine pipeline service life | |
| RU2790906C1 (en) | Method for identifying potentially dangerous sections of main pipelines with cold bends | |
| Makhutov et al. | Development of status, strength and operating life diagnostics and monitoring methods for continuously operating oil trunk pipelines | |
| EP3109615B1 (en) | Ductile fracture evaluation method and device | |
| Nefedyev et al. | Determination of a pre-destructive state during hydraulic testing of steel pipes with defects by the acoustic-emission method | |
| Zecheru et al. | Assessment of the Remaining Strength Factor and Residual Life of Damaged Pipelines | |
| RU2654154C2 (en) | Method of determining the residual life of the pipelines | |
| RU2603501C1 (en) | Method of determining potentially dangerous pipeline sections containing cold bending branches, with off-design level of stressed-strain state | |
| Glienke et al. | Evaluation of the fatigue resistance of butt-welded joints in towers of wind turbines—a comparison of experimental studies with small scale and component tests as well as numerical based approaches with local concepts | |
| Cosham et al. | PDAM 2. | |
| Grin’ et al. | Metal Examination and an Assessment of a Feedwater Pipeline’s Reliability after Prolonged Operation | |
| RU2722579C1 (en) | Method of repair of potentially hazardous section of gas pipeline | |
| Gumerov et al. | Residual Operation Life Estimation of Trunk Oil Pipeline Submerged Crossing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180603 |