Меню

Струнный метод измерения деформаций трубопровода



Измерения напряженного состояния металла труб с применением тензометрии

Напряженно-деформированное состояние (НДС) трубопровода является одним из важных параметров для оценки несущей способности труб линейной части трубопроводов.

К натурным измерениям параметров НДС участков МТ в силу целого ряда причин, предъявляются специфические требования, которым должны удовлетворять применяемые методы и средства для длительного натурного контроля. Это связано с отсутствием специальной измерительной аппаратуры, способной работать в сложных условиях, и надлежащего методического обеспечения. Измерения выполняются в сложных условиях — высоком давлении продукта и влажности, иногда при полном обводнении контролируемых сечений, широком перепаде температур и т. п. Следует учитывать взрывопожароопасность транспортируемого продукта.

Измерения носят дискретный характер, так как контролируются только те сечения, в которых установлены датчики. Немаловажное значение имеет масштабный фактор трубопроводных систем и, как следствие, значительный объем работ по подготовке мест измерения

В отличие от лабораторного применения натурная тензометрия требует: 100%-ой своевременной и качественной гидроизоляции тензорезисторов; использования самокомпенсированных тензорезисторов; применения схемы подключения тензорезисторов, обеспечивающей полную электрическую и гидроизоляционную развязку; не обычного — пооперационного, а модульного принципа монтажа схемы тензоизмерений; периодической проверки сопротивления изоляции тензорезисторов, установленных на трубопровод, и др.

Для того, чтобы обеспечить достоверное измерение деформаций в диапазоне температур от +50 до -50° С, применяемые тензорезисторы не должны изменять своих параметров в зависимости от колебаний температуры окружающей среды, т.е. должны быть самотермокомпенсированы.

Метод тензометрирования позволяет определить не абсолютные, а лишь относительные напряжения в действующем трубопроводе, т.к. тензодатчики монтируются в действующем трубопроводе, кроме того, в трубопроводе сохраняются напряжения, вызванные действием температурного перепада и сварочно-монтажных нагрузок строительного периода.

Таким образом, даже применение хорошей аппаратуры не дает возможности оценить методом натурной тензометрии действительное напряженное состояние стали трубопровода, хотя бы в локальном сечении, не говоря уже об участке значительной протяженности.

Основной причиной этого является то, что первичный датчик прикрепляется к уже напряженному металлу трубы, то есть отсутствует нулевое показание. Второй особенностью таких измерений является множество причин, которые влияют на нестабильность показания характеристик тензодатчиков, изменяющихся со временем, что практически исключает возможность их использования в течение нескольких лет.

Для получения нулевых показаний на незагруженном участке трубы предлагается использовать катушки труб (представители) с заранее смонтированными на них датчиками, защищенными от механических повреждений, ввариваемые в трубопровод на участках, требующих наблюдений.

Такой способ позволяет оценить действительные напряжения на участке трубопровода; возникающие на всех этапах его сооружения и эксплуатации. Для обеспечения возможности проводить измерения несколько лет подряд, в качестве датчиков возможно использовать струнные датчики, изменяющие частоту колебаний струны под воздействием деформаций трубопровода.

Катушки труб, оборудованные такими приборами, могут давать информацию о напряжениях и температуре участка трубопровода в течение десятков лет. Их надо устанавливать на наиболее напряженных участках, например, на КС, на переходах через реки, на участках-представителях, на участках, проложенных в особо сложных геокриологических условиях, где ожидаются пучение или осадка грунтов, а также при использовании автоматизированных систем мониторинга.

Приборы, в которых для измерения напряжений в металле используются ультразвуковой, магнитный, рентгеновский и другие методы, нельзя применять для длительных измерений на протяженных объектах. Они могут использоваться как дополнение к другим средствам, при этом достоверность результатов измерений во многом зависит от аппаратуры, методики обработки измерений, соответствия эталонов натуре и др. факторов. Более широкое применение они находят в дефектоскопии металла и сварных соединений трубопроводов.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ — конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Источник

Мониторинг напряженно-деформированного состояния трубопроводов

Напряженно-деформированное состояние (НДС) – это совокупность внутренних силовых факторов (напряжений) и деформаций, возникающих в физических телах под действием внешних факторов.

НДС полностью описывает состояние объекта с точки зрения его прочностной надежности

Отслеживание негативного изменения НДС проводятся в целях определения усталостной прочности металла вследствие вибрации, оперативного выявления ошибок в проектировании опор, подвесов, креплений при выходе на заданные режимы эксплуатации, контроля ухода (вспучивания) опор.

Особую актуальность имеет реализация проектов АСК НДС в зонах повышенной сейсмической активности, так как система позволяет в минимальные сроки провести оценку последствий землетрясений и оценить объем аварийно-ремонтных работ. Система может быть дополнена модулем контроля сейсмической активности с возможностью интеграции данных в систему диспетчеризации объекта.

Пример тренда реальной системы одного из наших проектов на платформе месторождения им. Ю. Корчагина. Тренд показывает перекос трубопровода по причине ошибки при проектировании замены компенсатора при выходе компрессора на максимальную мощность.

АСК НДС позволяет решить следующие основные задачи:

Интегральная оценка несущей способности элементов трубопровода и ответственных конструкций

Определение остаточного ресурса трубопровода (СТО Газпром 2-2.3-328-2009)

Отслеживание изменений НДС оборудования в зависимости от технологических, климатических и иных факторов

Типы применяемых датчиков

Тензорезистор. Наиболее распространенный способ определения деформаций на поверхности элементов из металла, пластика, бетона и т.д. Устанавливается наклеиванием или с помощью точечной сварки.

Оптический датчик деформации. Нечувствителен к электромагнитным помехам и сложным климатическим условиям.

Струнный датчик деформации. Может быть снят с детали для калибровки на стенде. Выдает стандартный сигнал по току (или напряжению).

Для контроля строительных конструкций применяются следующие типы датчиков:

Датчик деформации бетона. Крепится между стержнями арматуры и заливается бетоном. Позволяет определять деформации монолитных бетонных элементов.

Датчик деформации арматуры. К концам датчика сваркой крепятся стержни арматуры. Позволяет определять усилия в стержнях арматуры железобетонных конструкций.

Датчик давления грунта. Датчик закладывается в грунт на этапе подготовки котлована. Позволяет определять напряжения в грунтах, давление от фундаментной плиты.

Читайте также:  Как использовать барометр для измерения давления

Источник

Исследование напряженно-деформированного состояния труб магистрального трубопровода с помощью волоконно-оптических датчиков деформации Текст научной статьи по специальности « Технологии материалов»

Аннотация научной статьи по технологиям материалов, автор научной работы — Егоров Ф. А., Неугодников А. П., Велиюлин И. И., Зорин А. Е., Васильев П. Д.

С помощью системы волоконно-оптических датчиков (ВОД) деформаций исследовано напряженно-деформированное состояние (НДС) в трубной плети в условиях статических и динамических нагрузок, характерных при эксплуатации магистральных газопроводов. Показана принципиальная возможность применения системы ВОД для контроля НДС трубопровода , ее высокая эксплуатационная надежность .

Похожие темы научных работ по технологиям материалов , автор научной работы — Егоров Ф. А., Неугодников А. П., Велиюлин И. И., Зорин А. Е., Васильев П. Д.

Текст научной работы на тему «Исследование напряженно-деформированного состояния труб магистрального трубопровода с помощью волоконно-оптических датчиков деформации»

Ф.А. Егоров, с.н.с., к.ф.-м.н., egorov-fedor@mail.ru, ФИРЭ им. В.А. Котельникова РАН;

А.П. Неугодников, генеральный директор ООО НПК «Мониторинг-центр»;

И.И. Велиюлин, д.т.н., директор; А.Е. Зорин, к.т.н., заместитель начальника Отдела инструментального контроля, zorin@oeg.gazprom.ru; П.Д. Васильев, начальник Отдела технологии и организации ремонта газопровода ЭАЦ «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз»

ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА С ПОМОЩЬЮ ВОЛОКОННО-ОПТИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ ДЕФОРМАЦИИ

С помощью системы волоконно-оптических датчиков (ВОД) деформаций исследовано напряженно-деформированное состояние (НДС) в трубной плети в условиях статических и динамических нагрузок, характерных при эксплуатации магистральных газопроводов. Показана принципиальная возможность применения системы ВОД для контроля НДС трубопровода, ее высокая эксплуатационная надежность.

Основным показателем, лежащим в основе оценки прочности, прогнозирования надежности и безопасности эксплуатируемых трубопроводных систем является напряженно-деформированное состояние трубопровода [1]. На практике не всегда удается учесть множество факторов, вносящих изменения в НДС эксплуатируемого трубопровода, а следовательно, невозможно обеспечить постоянный необходимый уровень надежности трубопровода на этапе его проектирования. Одним из немаловажных случайных факторов, вносящих существенный вклад в перераспределение НДС трубопровода, являются взаимодействия в системе «трубопровод — грунт». Сезонные подвижки грунтов, морозное пучение, циклические подмерзания, оползни и другие неконтролируемые природные явления могут привести к возникновению критического уровня НДС в трубопроводе и даже к его разрушению. В связи с этим важным вопросом является разработка и внедрение систем мониторинга НДС магистральных газопроводов.

В настоящей статье приводятся результаты применения для контроля НДС трубопровода волоконно-оптических датчиков (ВОД) деформаций в составе системы мониторинга, на примере контроля параметров статического и квазистатического нагружения трубной плети.

Испытания проводились на полигоне ИЭПЦ ОАО «ВНИИСТ» в поселке Толбино Московской области. Для испытаний была сварена плеть из двух труб стали Х70, длиной 8 м, диаметром 1420 мм, толщиной стенки 16,5 мм (рис. 1).

Для изучения особенностей распределения НДС в области концентраторов напряжений на плеть был нанесен трещиноподобный дефект с исходными размерами: длина — 200 мм, ширина —

0,2 мм, глубина — 8 мм.

На внешнюю поверхность плети в зонах концентрации напряжений (трещиноподобный дефект, околошовная зона) и в бездефектных зонах металла были установлены первичные преобразователи деформаций (далее — датчики (Д)). Схема расстановки датчиков показана на рисунке 1. Датчики ПВ, ПВ-С, ПВ-К с

26 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № 10 \\ октябрь \ 2011

Рис. 2. Первичные преобразователи ВОД на испытуемой плети

Рис. 3. Схема 4-канальной измерительной системы

измерительными базами 11 = 271 мм 12 = 13 = 272 мм измеряли осевые (продольные) деформации трубы, датчик КК с короткой базой 14 = 66 мм измерял кольцевые деформации в зоне искусственного трещиноподобного дефекта. Датчики К с базой 15 = 70 мм и КВ с базой 16 =72 мм предназначались для контроля окружных деформаций в бездефектных зонах металла. Датчик ПН-Ш с базой 17 = 255 мм измерял продольные деформации в околошовной зоне металла.

ВОД ДЕФОРМАЦИЙ СОСТОИТ ИЗ СЛЕДУЮЩИХ ОСНОВНЫХ УЗЛОВ:

• первичного оптоволоконного преобразователя деформаций (ПП) (рис. 2), осуществляющего преобразование деформаций (перемещений) контролируемого объекта в деформации растяжения и изгиба участка специального световода, расположенного в корпусе ПП;

• оптоэлектронных приемнопередающих преобразователей;

• волоконно-оптического кабеля (ВОК), соединяющего первичный преобразователь с оптоэлектронными преобразователями;

• электронного блока, осуществляющего обработку сигналов, индикацию, хранение и передачу результатов измерений.

Оптоэлектронные преобразователи и электронный блок обработки сигналов выполнены в виде единого компактного устройства — измерителя сигналов волоконно-оптических датчиков (ИСВОД).

Контроль НДС осуществляется 4-канальной волоконно-оптической измерительной системой, позволяющей в режиме реального времени регистрировать сигналы и отображать результаты измерений (рис. 2, 3). Цикл опроса всех четырех датчиков осуществляется за 4 секунды. Результаты измерений — относительные деформации е = Д1/1 определяются автоматически путем пересчета изменений выходных сигналов ИСВОДов в соответствии с градуировочными кривыми датчиков и((е).

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВОД ДЕФОРМАЦИЙ:

• измерительная база первичного преобразователя — 60 г 300 мм;

• диапазон измеряемых относительных деформаций — 0 г 10-2;

• основная погрешность измерения (от верхнего предела диапазона) — 1,5%;

• удаленность объекта контроля — до 3 км;

• электрическое питание от сети переменного тока — 220 В/50 Гц;

• потребляемая мощность — не более 2 Вт;

• срок службы — не менее 15 лет;

• порог чувствительности — 5.10-6. Крепление первичных преобразователей на поверхности трубы производилось путем приварки стальных уголков на определенном расстоянии друг от друга, на которые жестко крепились преобразователи. Сварка осуществлялась в соответствии с требованиями раздела 10.9 в [2]. Особенностью конструкции первичных преобразователей является высокая чувствительность перемещения штока относительно корпуса ПП (усилие — менее 0,1 Н), так что благодаря малой жесткости ПП обе-

спечивается корректная трансляция деформаций от трубы к преобразователю деформаций.

Испытания проводили в четыре этапа: на первом этапе производилась проверка работоспособности ВОД, для чего плеть статически нагружалась от 0 до 80 атм. и обратно, с шагом 10 атм., с выдержкой на каждой ступени в течение 2 мин. На рисунке 4 приведена временна я зависимость показаний датчика измерения продольных деформаций ПВ-С в ходе одного из циклов нагружения. Для оценки достоверности результатов была произведена попарная перестановка датчиков, и режимы нагружения были повторены. В результате картина распределения деформаций практически не изменилась. Полученные результаты позволяют сделать выводы о том, что наблюдается полная корреляция между приложенными нагрузками и откликом измерительной системы. Также следует

Читайте также:  Общероссийский классификатор средств измерений

Ртах = 80 атм / Т 11:31 \ 11:41

У 11:23 мИ1 11:5 Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

■ ККДЭ ЦНЯ1 11 ККД1ЦИИ1 >2-*-ККДЭЦИМ1 13 Деформация, ч

Рис. 8. Диаграмма деформирования в зоне трещиноподобного дефекта. Циклы 11, 12, 13

Анализ полученных диаграмм деформирования для окружных и продольных деформаций в ходе испытаний трубной плети показывает (рис. 7, 8), что при заданных величинах нагрузок (Р«80 атм.), зависимости Р(е) располагаются в пределах четко ограниченных областей, что свидетельствует о глобальной изотропии свойств трубы при указанных видах нагрузок.

В заключение особо отметим высокую надежность и ремонтопригодность использованных датчиков: три датчика после разрушения трубной плети полностью сохранили работоспособность, а четвертый, в зоне распространения разрушения, после замены поврежденного штока также был готов к повторному использованию.

На основании результатов испытаний можно заключить:

1. При использовании ВОД деформаций обеспечивается достаточная чувствительность, диапазон измерений и быстродействие для адекватного контроля НДС участка магистрального трубопровода, как в статическом, так и в динамическом режимах, при этом датчики обладают высокой надежностью и ремонтопригодностью.

2. Рассмотренные ВОД могут применяться, в частности, для контроля потенциально опасных участков и непроектных смещений трубопроводов [1] (на береговых, пойменных, оползневых участках и т.д.). Поскольку три

значения продольных деформаций вдоль периметра сечения трубопровода позволяют полностью определить локальные пространственные параметры кривизны его оси, то измерение распределения деформаций в разных сечениях вдоль трассы позволяет установить действительное положение трубопровода на интересующем участке трассы. Количество датчиков и их распределение вдоль контролируемого участка будут определять точность измерения непроектных смещений трубопровода.

1. Филатов А.А., Велиюлин И.И., Добров А.С., ВелиюлинЭ.И. Формирование напряженно-деформированного состояния свободного пролета речного подводного перехода магистрального газопровода // Территория НЕФТЕГАЗ, 2010, № 8, с. 77-81.

2. СТО Газпром 2-2.2-136-2007 «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных трубопроводов. Часть 1».

3. Писаренко Г.С., Лебедев А.А. Деформирование и прочность материалов при сложном напряженном состоянии. — Киев: Наукова Думка, 1976. — 415 с.

Ключевые слова: трубопровод, мониторинг, волоконно-оптический датчик, деформации, напряжения, надежность.

Источник

Методические основы анализа напряженно-деформированного состояния МГП с дефектными сварными стыками

Изложены методические основы анализа оценки напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов с дефектными сварными стыками с учетом концентрации напряжений в дефектных сварных стыках для установленных минимальных радиусов упругого изгиба трубопровода.

Целями анализа напряженно-деформированного состояния (НДС) участков магистральных газопроводов (МГ) с дефектными сварными стыками являются:

1. Определение максимальных напряжений в стенке трубопровода на основе статического расчета с учетом дефектов сварных соединений – концентраторов напряжений и значений минимального радиуса упругого изгиба трубопровода.

2. Проверка прочности и отсутствия пластических деформаций с учетом концентрации напряжений в дефектных сварных соединениях для установленных минимальных радиусов поворота.

3. Определение напряжений в стенке трубопровода и дефектных сварных соединениях для использования их в расчетах остаточного ресурса и разрешенного давления.

Оценка НДС магистральных газопроводов с дефектными сварными соединениями производится проверкой прочности сварного соединения с дефектами на участке поворота с минимальным радиусом упругого изгиба из условия:

Для оценки НДС при определении остаточного ресурса в ПАО «Газпром» рекомендуется использовать нормативный документ Р Газпром 2-2.3-437-2010 «Методика расчета остаточного ресурса сварных соединений линейной части газопроводов» [1] (аналог). При расчете остаточного ресурса согласно [1] 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, а оценку НДС и расчет ресурса выполняют с помощью специального программного комплекса «Ресурс» [11].

Согласно [1], 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 выполнен исключительно ее разработчиком.

При условии соблюдения рекомендаций [1] 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 [1] c программным комплексом «Ресурс», дождаться его заключения по результатам комплексного обследования. Это означает, что до окончательного решения может пройти значительное время. 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 оценки НДС.

Существенным недостатком данного способа оценки НДС также является необходимость выполнения большого объема земляных работ для откопки трубопровода и обеспечения доступа при измерении напряжений и геометрических параметров изогнутого участка, так как элементы сегмента круга (база определения прогиба и прогибы в вертикальной и горизонтальной плоскости) не являются выходными данными результатов внутритрубной дефектоскопии, и не все изогнутые участки могут быть аппроксимированы дугой 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» [2] максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий — рабочего давления, температурного перепада и упругого изгиба — определяются расчетным методом по формуле СП 36.13330.2012 «Свод правил. Магистральные трубопроводы» [3]:

Знак «+» в формуле (3) соответствует растягивающим напряжениям, знак «­» — сжимающим напряжениям. Таким образом, при положительном расчетном температурном перепаде Δ T , 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.

Читайте также:  Исследования воздуха приборы для измерения

Радиус упругого изгиба ρ, входящий в формулу (3), описывается как «минимальный радиус упругого изгиба» без пояснений, а как же эту минимальную величину определять.

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

В последние годы ООО «Газпром трансгаз Уфа» совместно с НПО «Спецнефтегаз» разработали технологию выявления и первичной оценки потенциально опасных участков средствами ВТД. Суть ее заключается в непосредственном измерении радиуса изгиба трубопровода в процессе прохождения внутритрубного инспекционного снаряда при ВТД, что позволяет выявить потенциально опасные участки с непроектными (менее 1000·D) радиусами упругого изгиба и получить первичную оценку их НДС (третья составляющая формулы 3). Такой метод, реализованный путем анализа деформации трубопровода, можно считать прямым способом измерения НДС.

В отчете по внутритрубной дефектоскопии МГ «Уренгой — Новопсков» [4] 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 отчете по внутритрубной дефектоскопии [4] количество аномальных стыков категорий «а» и «в» в сумме составляет 2+14=16, а стыков категории «с» – 193.

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

Если дефектная часть аномального стыка 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 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.

Методика определения продольных напряжений, используемая в [2], имеет следующие недостатки:

1. Продольные напряжения от упругого изгиба, определяемые по третьему слагаемому уравнения (3), как

могут быть определены по этой формуле только на выпуклых участках рельефа местности при повороте оси трубопровода в вертикальной плоскости выпуклостью вверх [5].

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

3. Методика 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 СП 86.13330.2014 «Свод правил. Магистральные трубопроводы» [6] радиус поворота не должен быть менее нормативной величины, определяемой из условия:

где D – наружный диаметр трубопровода, м.

4. Нормативные документы [1] и [2] при анализе НДС участков с дефектными сварными стыками все участки, проложенные по радиусам изгиба менее ρ ≤ 1000·D, относят к непроектным и обязывают проводить их идентификацию в шурфах, в том числе и те, которые выявлены внутритрубными инспекционными снарядами в результате ВТД [7]. 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 ≤ 1000·D, где, тем не менее, деформации металла остаются упругими, и это подтверждается расчетами [7].

5. Методика оценки НДС, использованная в вычислительной программе внутритрубного диагностического комплекса, базируется на нормативных документах [1], [2] и других, более ранних, и использует формулу (5), которая применима только для выпуклых изогнутых участков трубопроводов и дает заниженные значения изгибных

6. Методика чисто документально, по характеристикам сварного шва (поперечное смещение кромок), без учета изгиба, отнесла дефекты 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»).

Предлагаемый авторами метод оценки НДС трубопроводов с дефектными сварными соединениями позволяет упростить оценку НДС стенок магистральных газопроводов при идентификации дефектных сварных стыков, расположенных на участках упругого изгиба, что можно достичь следующим образом.

Оценка НДС изогнутых участков магистрального газопровода с дефектными сварными стыками включает расчет напряжений в стенке трубы с учетом радиуса упругого изгиба оси трубопровода и дефектов сварных соединений, являющихся концентраторами напряжений. Оценка выполняется по данным внутритрубной дефектоскопии, в которых выделяются участки с непроектными радиусами упругого изгиба (менее 1000·D), 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 5 МПа; внутренний диаметр Dвн = 1,42 — 2∙0,0157 = 1,3886 м.

Для того, чтобы произвести расчеты по формуле (7), необходимо определить расчетные перепады температуры стенки трубы ΔТ:

при замыкании монтажного стыка в холодное время года:

при замыкании монтажного стыка в теплое время года:

Источник