Подходы к оценке опасности дефектов КРН, реализуемые в нормативной доку­ментации

Транспортируемый продукт и окружающая среда оказывают воздействия (создают нагрузки) на трубопроводы на протяжении всего жизненного цикла их существования. Перемен­ный или постоянный их характер обусловлен их разнообразной природой.

При создании большинства отраслевых нормативных документов по проетированию га­зопроводов общая их совокупность была разделена на природно-климатические и функциональ­ные [25].

Конкретные режимы эксплуатации (температура и давление транспортируемого про­дукта), и соответственно, конструктивные решения, являются основными функциональными нагрузками. В реальности эти нагрузки имеют зачастую стохастическую природу, а в норматив­ных документах возможно отразить лишь их отдельные показатели, которые определенны прак­тическим образом.

Влияние на трубопровод окружающей среды в широком смысле относят к природно-кли­матическим воздействиям. Их возможно определить только на основе принимаемых с извест­ными допущениями математических и физических моделей, описывающие природные явления. Такие модели строятся эмпирическим путем через статистические обобщения многолетних наблюдений. В данном случае актуальным становится принцип природно-климатического райо­нирования, имеющий известные недостатки.

Все воздействия на стенку трубопровода в соответствии с правилами строительной меха­ники, рассматривают как напряжения. На стадии проектирования их можно рассматривать как квазистатические величины: расчетные продольные и кольцевые напряжения.

Но в реальности, при эксплуатации газопровода, внутренние напряжения подвержены сто­хастическим циклическим изменениям и не могут быть постоянными. Даже внутренне давление продукта имеет заметные флуктуации, которые связаны с режимом транспортировки, нестацио­нарным по своей природе.

Частота изменения действующих циклических нагрузок на магистральные газопроводные системы лежит в широком спектре [36,169, 231].

Системным недостатком нормативной документации является то, что проектировочная документация базируется на расчетах статической прочности в условиях бездефектного металла. Ресурс реального трубопровода снижается при эксплуатации, поскольку в металле труб проис­ходит накопление необратимых повреждений. Эти процессы накопления такого рода поврежде­ний в металле должны быть наиболее ярко выражены в областях концентрации напряжений, то есть, в первую очередь, в трещиноподобных дефектах [79].

Для трубопровода с имеющимися повреждениями идеальным расчетом конструкций можно считать расчет с позиций механики разрушения с учетом реальных напряжений и дефор­маций в материале [89]. Но само определение напряжений и деформаций, распределенных в

стенке трубы, содержащей несквозную трещину, является сложной трехмерной задачей и на дан­ный момент ее фундаментального решения не существует. Наличие пластической деформации по фронту развития одиночной стресскоррозионной трещины делает эту задачу ещё более труд­норазрешимой в строгой форме. Реальный металл анизотропен и гетерогенен, это необходимо учитывать для расчета дефекта КРН наряду с влиянием других трещин в колонии. В условиях диагностики построенного 30 лет назад работающего газопровода при описании трещин, полу­чить корректные исходные данные для проведения таких расчетов в большом объеме технически невозможно [140].

На этапе проектирования проблема решается введением коэффициентов запаса прочно­сти. Они имеют высокие значения, вследствие чего происходит увеличение толщины стенки труб, т.е. повышается металлоемкость и стоимость конструкций.

Трещина в любой реальной конструкции (не только в трубопроводе), обладает сложными очертаниями. Широко доступными методами неразрушающего контроля невозможно получить полную информацию о выявленном дефекте.

Невозможно получить полную информацию о дефекте. Невозможно создать также рас­четную методику, в основе которой лежит трехмерная задача расчета сложной трещины. Любые трещиноподобные дефекты в существующей и создаваемой в данный момент нормативной до­кументации (в любых отраслях техники) аппроксимируются до трещин полуэллиптической формы [11,12, 13, 14, 15, 18, 20, 22, 23, 27, 28, 118, 129, 130, 132, 133, 183].

Если рассматривать нормативные документы для нефтепроводов, поврежденных вслед­ствие эксплуатации, то необходимо обратиться к методике определения степени опасности по­вреждений стенки труб магистральных нефте- и газопроводов (ОСТ 23.040.00-КТН-574-06 Транснефть) [15]. Она дает разделение дефектов по данным внутритрубной дефектоскопии на «опасные» и «неопасные». Данное разделение оценивает сохранение стенкой трубопровода при заданных параметрах общей прочности. Оценка осуществляется без гарантии по долговечности, на уровне нормативной величины, что обусловлено ограничениями возможностей метода ВТД. Основной для осуществления транспорта продукта параметр - внутреннее давление в трубопро­воде, поэтому в рекомендательной части документ содержит формулы для определения пре­дельно допустимого рабочего давления поврежденных поверхностными дефектами для труб.

Расчёт по РД оперирует эмпирическими коэффициентами, не учитывает реальную нагружен- ность трубопровода и носит детерминистический характер.

Отраслевой стандарт СТО Газпром 2-2.3-173-2007 [27] предлагает методику оценки проч­ности газопровода с продольными и поперечными стресс-коррозионными дефектами линейной части магистральных газопроводов. Согласно методике, дефект или колония дефектов схемати­зируется эквивалентной полуэллиптической трещиной. Расчет параметров напряжённо-дефор­мированного состояния в газопроводе осуществляется численными или аналитическими мето­дами строительной механики, причем, при отсутствии достоверных данных об НДС в газопро­воде, расчет на прочность производится в предположении равномерного распределения номи­нальных напряжений по сечению трубы (одноосное нагружение), а напряжениями вдоль оси де­фекта пренебрегают. Для оценки прочности газопровода используется двухпараметрический критерий, учитывающий взаимодействие двух механизмов разрушения: вязкого разрыва пере­мычки между трещиной и внутренней поверхностью газопровода и разрыва стенки вследствие продвижения хрупкой трещины. Классификация дефектов по степени опасности проводится на основе сопоставления значений рабочего давления и критического давления, соответствующего возникновению в стенке трубы кольцевых напряжений, равных нормативному пределу текучести материала трубы. Данный стандарт не применим для оценки скорости роста стресс-коррозион- ных трещин во времени.

Наравне с отраслевым стандартом [27], нормативный документ Р Газпром 9.4-030-2017 [20] предлагает методику оценки прочности газопроводов со стресс-коррозионными дефектами, однако, применим только для технологических трубопроводов компрессорных и дожимных ком­прессорных станций. Алгоритм схематизации аналогичен алгоритму, приведенному в [27]. Оценка прочности труб со стресс-коррозионными дефектами проводится по двухпараметриче­скому интерполяционному критерию, учитывающему механизмы хрупкого и пластического раз­рушения стенки трубы. Классификация дефектов по степени опасности проводится на основе сопоставления значений предельного разрушающего давления и максимального давления гидро­испытания трубы.

Европейский стандарт SINTAP [221] и Британский критерий R6 [219], также, как и отече­ственные стандарты рассматривают фронт продольной полуэллиптической трещины на наруж­ной поверхности бесконечно длинной трубы. Данные стандарты содержат формулы для расчета интенсивности напряжений в отдельных точках коэффициентов. Однако, эти стандарты не адап­тированы для нефтегазового сектора РФ и их использование для создания аналогичных докумен­тов ранее не рассматривалось [79].

Проблемный научно-технический совет Российского союза нефтегазостроителей отметил необходимость проведения исследований по оценке надёжности и анализу прочности маги­стральных трубопроводов с целью создания и совершенствования расчётных методик, а также научного обоснования нормирования (аттестации) трещиноподобных дефектов [24].

Нормы на допустимые дефекты на старых трубопроводах, используемые в нефтегазовой отрасли, определяются аналогично нормам проектирования новых объектов, без учета реального влияния дефектов на прочность. В первую очередь это обусловлено невозможностью в полной мере собрать и обработать все необходимые данные для проведения точного расчета поврежден­ной трещинами стенки трубы, а также отсутствием однозначной и очевидной взаимосвязи между размерами допустимых трещин и реальной прочностью конструкций.

Как правило, используемые нормы ориентированы на обеспечение технологического про­цесса постройки и ремонта объекта, являются также технологическими с точки зрения эксплуа­тации, и зачастую, излишне жесткими с точки зрения обеспечения прочности конструкции [93]. Исторически эти нормы сложились из общих соображений с учетом технологических возможно­стей сварочного процесса во время постройки газопроводов, а также возможностей методов не­разрушающего контроля в четвертой четверти двадцатого века [99].

Количественно, влияние даже упрощенных до эллиптической трещины, реальных дефек­тов на несущую способность трубопровода не определено. Однако, совершенно ясна необходи­мость проведения оценки дефектов КРН. Для определения степени опасности каждого конкрет­ного дефекта в газотранспортной отрасли наиболее часто применяется методика оценки статиче­ской прочности участков линейной части магистральных газопроводов с колониями коррозион­ных трещин [27].

Данные для расчета берутся из результатов приборных обследований. Повышение точно­сти исходных данных и приближение расчетной модели к реальному расположению трещины в образце, а также дополнение применяемых при обследовании методов неразрушающего кон­троля дополнительными методами оценки параметров трещин, позволит существенно улучшить расчет по [27] с учетов выявленных диагностических особенностей дефектов КРН.