USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,94 +1,06%
суббота 21 октября 15:06

Наука и технологии // Транспортировка и хранение

По ступеням нормативной иерархии.Подтверждение соответствия труб большого диаметра для магистральных газопроводов нормативным требованиям по показателям вязкости разрушения

16 апреля 2015 г., 11:23Георгий Макаров, Профессор кафедры сварки и мониторинга нефтегазовых сооружений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, д.т.н., профессорNeftegaz.RU1199
Поэтому дополнительной проверки качества продукции в то время не требовалось. Однако такие строгие подходы и принципы технического регулирования имели как положительные, так и отрицательные стороны. Процедура внесения изменений в конкретный ГОСТ или СНиП была чрезвычайно сложна, что существенно усложняло и сдерживало применение новых материалов и технологий.

После 1991 года в функционировании отечественной системы технического регулирования возникли определенные проблемы. Государственные нормативные документы СССР (ГОСТ, СНиП, ВСН и т.п.) необходимо было пересмотреть и модернизировать для возможности применения их на территории Российской Федерации. В 90-е годы большинство Министерств и ведомств РФ находились в состоянии перманентного реформирования. Поэтому введение в действие многих важных нормативных документов (срок действия которых к тому времени уже истек) осуществлялось посредством отдельных постановлений Правительства РФ. Возникавшая при этом несогласованность приводила к большим нестыковкам и противоречиям в функционировании единой системы технического регулирования, что непосредственно оказывало негативное влияние на производителя и на промышленность в целом.

Для того чтобы исправить ситуацию, в 2002 году был принят Федеральной закон №184-ФЗ «О техническом регулировании», который установил новую иерархию в системе нормативных технических документов (технических требований). Верхний уровень технических требований формируется, так называемыми, Техническими регламентами по безопасности, которые в перспективе должны охватить все виды производственной деятельности. В обеспечение каждого Технического регламента по безопасности должны быть разработаны соответствующие Национальные стандарты (ГОСТ Р) и Своды правил (СП). До момента утверждения новых версий ГОСТ Р и СП на добровольной основе можно применять их соответствующие аналоги: ГОСТ и СНиП. Последнее положение означает, что производственное предприятие самостоятельно внутренними приказами утверждает к применению необходимый комплекс нормативно-технических документов Федерального уровня, соответствующих номенклатуре выпускаемой продукции.

Федеральный закон №184-ФЗ «О техническом регулировании» также предоставил право крупным Компаниям формировать собственную нормативно-техническую базу - отраслевые нормативные документы: Общие технические требования (ОТТ), Отраслевые регламенты (ОР), Стандарты организации (СТО) и т.п. В тех случаях, когда в Техническом задании (ТЗ) на проектирование нового объекта задаваемые рабочие параметры превышают нормативные значения, регламентируемые Федеральными нормативными документами, Компания разрабатывает специальный нормативно-технический комплекс под этот новый объект, включающий в себя: Специальные технические условия на проектирование и строительство (СТУ), Специальные технические регламенты (СТР), Специальные технические требования (СТТ) и т.п.

При этом, как правило, устанавливают также специальные технические требования на качество и характеристики закупаемой продукции и комплектующих изделий. Причем эти требования не могут быть ниже, чем соответствующие характеристики, указанные в нормативно-технических документах Федерального уровня. Кроме того, специальные технические требования не продукцию могут включать дополнительные параметры и характеристики, оказывающие значимое влияние на функциональные свойства изделий, и которые ранее не указывались в паспортах на продукцию.

Таким образом, для подтверждения соответствия качества закупаемой продукции техническим требованиям Компании необходимо иметь внутри Компании - Заказчика собственную систему подтверждения соответствия качества продукции.

Рис. 1. Система подтверждения соответствия качества продукции

Система подтверждения соответствия качества продукции (рис. 1) включает два этапа. Вначале уполномоченная экспертная организация Компании - Заказчика выполняет экспертизу Технических условий (ТУ) Компании - Производителя на соответствие Техническим требованиям (ТТ) Компании - Заказчика. После доработки ТУ и приведения их в соответствие с ТТ начинается второй этап - проверка фактических значений заявляемых параметров продукции на соответствие ТУ и ТТ. Экспериментальную проверку и подтверждение фактических значений заявляемых параметров продукции осуществляет сертифицированный Испытательный центр Компании - Заказчика, имеющий лицензию на соответствующие виды испытаний. После подтверждения соответствия заявляемых параметров нормативным требованиям, содержащимся в ТТ Компании - Заказчика, принимается решение о включении ТУ Компании - Производителя в Реестр ТУ и ТТ Компании - Заказчика, что является основанием для допуска Компании - Производителя к участию в тендере на поставку продукции.

Для нефтегазовых компаний, осуществляющих проектирование, строительство и эксплуатацию крупных трубопроводных систем, качество трубной продукции является ключевым элементом, влияющим на системную надежность будущего объекта. В последнее десятилетие требования к трубам большого диаметра для магистральных трубопроводов существенно изменились. Повышение рабочего давления до значений 9,8-14,0 МПа потребовало применения труб классов прочности К56, К60, К65 и К70. Сложные условия прокладки (высокая сейсмическая активность, наличие активных тектонических разломов, многолетнемерзлых и скальных грунтов) привело к необходимости включения в технические требования дополнительных параметров по пластичности и вязкости разрушения. Большой запас пластичности и вязкости разрушения гарантирует отсутствие, так называемых, «гильотинных разрывов». Низкое значение температурного порога хрупкости обеспечивает высокую сопротивляемость хрупким разрушениям трубопровода при пониженных температурах эксплуатации.

Применение сталей контролируемой прокатки с ускоренным охлаждением (когда термообработка листа проката осуществляется непосредственно в процессе прокатки) позволило получать листовой прокат трубных сталей одновременно с высокими характеристиками прочности, пластичности и вязкости разрушения, чего ранее невозможно было достигнуть традиционными способами (например, за счет повышения процентного содержания углерода). Для контроля качества микроструктуры листового проката трубных сталей в технические требования на трубы теперь включают такие характеристики, как: полосчатость, зернистость и наличие неметаллических включений.

Особую группу технических требований составляют характеристики сопротивляемости разрушению (статической и динамической трещиностойкости), называемые также показателями вязкости разрушения. Для оценки вязкости разрушения листового металла труб обычно используют деформационный критерий механики разрушения - пластическое раскрытие у вершины трещины. В технические требования на высокопрочные трубы нового поколения (с повышенными эксплуатационными характеристиками) для оценки сопротивляемости зарождению трещины от возможного дефекта стенки трубы включают нормы, соответствующие консервативной оценке статической трещиностойкости. Так, например, величина пластического раскрытия у вершины трещины, определяемая в соответствии с ГОСТ 25.506-85 при температуре минус 20 0С на компактных лабораторных образцах натуральной толщины, изготовленных из основного металла и металла сварных соединений труб нового поколения для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, должна быть не ниже 0,2 мм.

Для магистральных газопроводов, а также для участков трубопроводов, подвергаемых пневматическим испытаниям, существует опасность возникновения протяженных разрушений. Для того чтобы исключить условия перехода случайно возникшей локальной трещины в протяженное безостановочное разрушение необходимо обеспечить определенный уровень динамической трещиностойкости - сопротивляемости протяженному разрушению. Математическое описание механизма явления протяженного разрушения магистрального газопровода относится к одной из сложнейших теоретических задач динамики и прочности элементов конструкций (общей теории оболочек). Решение этой задачи было получено аналитически с последующей реализацией в виде компьютерной программы - «Программа расчета газопровода на сопротивляемость протяженным разрушениям». Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009614102 от 3 августа 2009 года. Автор: Макаров Георгий Иванович. Правообладатель: ООО «Институт ВНИИСТ». На рис. 2 показаны основные этапы теоретического решения, описывающего динамическую упругопластическую модель механизма протяженного безостановочного разрушения газопровода. На рис. 3 приведена соответствующая расчетная схема. Программа расчета позволяет подсчитать требуемые значения величины пластического раскрытия у вершины трещины, обеспечение которых исключает возможность возникновения протяженных безостановочных разрушений.

Таблица 1

Требования к вязкости разрушения металла труб для магистральных газопроводов в отношении абсолютной сопротивляемости распространению протяженных разрушений (для всех типов прокладки на участках III-IV категорий)

Диаметр труб,

мм

Проектное давление, МПа

Раскрытие в вершине трещины δc при температуре, равной минимальной температуре стенки трубы при эксплуатации, для всех типов прокладки на участках III-IV категорий, мм, не менее

К56

К60

К65

К70

К80

530

5,4

2,8

2,8

2,9

3,0

3,1

6,3

3,1

3,1

3,1

3,1

3,2

7,4

3,5

3,5

3,5

3,5

3,4

8,3

3,9

3,8

3,8

3,8

3,7

9,8

4,4

4,4

4,3

4,3

4,2

11,8

5,1

5,0

5,0

4,9

4,8

14,7

6,1

6,0

5,9

5,8

5,7

720

5,4

3,8

3,8

3,8

3,9

4,1

6,3

4,2

4,2

4,2

4,2

4,3

7,4

4,8

4,7

4,7

4,7

4,6

8,3

5,4

5,3

5,3

5,3

5,2

9,8

6,1

6,1

6,0

6,0

5,9

11,8

7,2

7,2

7,1

7,0

6,9

14,7

8,6

8,5

8,4

8,3

8,2

820

5,4

4,3

4,3

4,4

4,5

4,7

6,3

4,8

4,8

4,8

4,8

4,9

7,4

5,4

5,4

5,4

5,3

5,3

8,3

6,1

6,1

6,1

6,0

5,9

9,8

7,0

6,9

6,8

6,8

6,7

11,8

8,2

8,1

8,0

8,0

7,8

14,7

9,9

9,7

9,6

9,5

9,3

1020

5,4

5,3

5,3

5,4

5,6

5,9

6,3

6,0

6,0

5,9

5,9

6,1

7,4

6,8

6,7

6,7

6,6

6,5

8,3

7,6

7,6

7,5

7,4

7,3

9,8

8,6

8,6

8,5

8,4

8,3

11,8

10,2

10,1

10,0

9,9

9,7

14,7

12,2

12,1

11,9

11,7

11,5

1220

5,4

6,5

6,5

6,5

6,7

7,0

6,3

7,3

7,3

7,3

7,2

7,3

7,4

8,3

8,2

8,2

8,1

8,0

8,3

9,3

9,2

9,2

9,1

9,0

9,8

10,6

10,5

10,4

10,3

10,1

11,8

12,5

12,4

12,3

12,1

11,9

14,7

15,0

14,8

14,6

14,4

14,1

1420

5,4

7,6

7,6

7,6

7,8

8,2

6,3

8,7

8,7

8,6

8,6

8,5

7,4

9,9

9,8

9,7

9,6

9,5

8,3

11,1

11,0

10,9

10,8

10,7

9,8

12,6

12,5

12,4

12,3

12,1

11,8

14,9

14,7

14,6

14,4

14,1

14,7

17,9

17,6

17,4

17,1

16,8

Таблица 2

Требования к вязкости разрушения металла труб для магистральных газопроводов в отношении абсолютной сопротивляемости распространению протяженных разрушений (для всех типов прокладки на участках I-II категорий)

Диаметр труб,

мм

Проектное давление, МПа

Раскрытие в вершине трещины δc при температуре, равной минимальной температуре стенки трубы при эксплуатации, для всех типов прокладки на участках I-II категорий, мм, не менее

К56

К60

К65

К70

К80

530

5,4

3,0

3,0

3,0

3,0

3,1

6,3

3,4

3,4

3,4

3,3

3,3

7,4

3,9

3,8

3,8

3,8

3,7

8,3

4,2

4,2

4,2

4,1

4,1

9,8

4,8

4,8

4,7

4,7

4,6

11,8

5,6

5,5

5,4

5,4

5,3

14,7

6,7

6,6

6,5

6,4

6,3

720

5,4

4,1

4,1

4,1

4,1

4,2

6,3

4,6

4,6

4,6

4,5

4,5

7,4

5,2

5,2

5,2

5,1

5,0

8,3

5,9

5,9

5,8

5,8

5,7

9,8

6,7

6,6

6,6

6,5

6,4

11,8

8,0

7,9

7,8

7,7

7,6

14,7

9,5

9,4

9,3

9,2

9,1

820

5,4

4,7

4,7

4,7

4,6

4,7

6,3

5,3

5,2

5,2

5,2

5,1

7,4

6,0

5,9

5,9

5,8

5,7

8,3

6,7

6,7

6,6

6,6

6,5

9,8

7,7

7,6

7,5

7,4

7,3

11,8

9,1

9,0

8,9

8,8

8,6

14,7

10,9

10,8

10,6

10,4

10,2

1020

5,4

5,9

5,8

5,8

5,8

5,9

6,3

6,6

6,5

6,5

6,4

6,4

7,4

7,4

7,4

7,3

7,2

7,2

8,3

8,4

8,3

8,2

8,1

8,0

9,8

9,5

9,4

9,3

9,2

9,1

11,8

11,3

11,2

11,0

10,9

10,7

14,7

13,6

13,4

13,2

13,0

12,7

1220

5,4

7,2

7,1

7,1

7,0

7,0

6,3

8,1

8,0

8,0

7,9

7,8

7,4

9,1

9,0

9,0

8,9

8,8

8,3

10,3

10,2

10,1

10,0

9,8

9,8

11,7

11,6

11,5

11,3

11,1

11,8

13,9

13,7

13,5

13,3

13,1

14,7

16,6

16,4

16,2

15,9

15,5

1420

5,4

8,4

8,3

8,3

8,2

8,2

6,3

9,6

9,5

9,5

9,4

9,3

7,4

10,9

10,8

10,7

10,6

10,4

8,3

12,2

12,1

12,0

11,9

11,7

9,8

13,9

13,8

13,7

13,5

13,2

11,8

16,5

16,3

16,1

15,9

15,6

14,7

19,8

19,5

19,2

18,9

18,5

Таблица 3

Требования к вязкости разрушения металла труб для магистральных газопроводов в отношении абсолютной сопротивляемости распространению протяженных разрушений (для всех типов прокладки на участках категории В)

Диаметр труб,

мм

Проектное давление, МПа

Раскрытие в вершине трещины δc при температуре, равной минимальной температуре стенки трубы при эксплуатации, для всех типов прокладки на участках категории В, мм, не менее

К56

К60

К65

К70

К80

530

5,4

3,4

3,4

3,4

3,4

3,3

6,3

3,8

3,8

3,8

3,7

3,7

7,4

4,3

4,3

4,3

4,2

4,2

8,3

4,8

4,7

4,7

4,6

4,6

9,8

5,4

5,4

5,3

5,3

5,2

11,8

6,3

6,2

6,1

6,0

5,9

14,7

7,6

7,5

7,4

7,2

7,0

720

5,4

4,6

4,6

4,6

4,5

4,5

6,3

5,2

5,2

5,1

5,1

5,0

7,4

5,9

5,8

5,8

5,7

5,7

8,3

6,7

6,6

6,5

6,4

6,3

9,8

7,6

7,5

7,4

7,3

7,2

11,8

9,0

8,9

8,8

8,7

8,5

14,7

10,8

10,7

10,5

10,3

10,0

820

5,4

5,3

5,2

5,2

5,2

5,1

6,3

5,9

5,9

5,8

5,8

5,7

7,4

6,7

6,6

6,6

6,5

6,4

8,3

7,6

7,5

7,4

7,3

7,2

9,8

8,6

8,5

8,4

8,3

8,2

11,8

10,2

10,1

10,0

9,8

9,6

14,7

12,3

12,1

11,9

11,7

11,5

1020

5,4

6,6

6,5

6,5

6,4

6,4

6,3

7,4

7,3

7,3

7,2

7,1

7,4

8,3

8,3

8,2

8,1

8,0

8,3

9,4

9,3

9,2

9,1

9,0

9,8

10,7

10,6

10,5

10,4

10,2

11,8

12,8

12,6

12,4

12,2

12,0

14,7

15,3

15,1

14,9

14,6

14,3

1220

5,4

8,0

8,0

7,9

7,9

7,8

6,3

9,0

9,0

8,9

8,8

8,7

7,4

10,2

10,1

10,0

9,9

9,8

8,3

11,6

11,5

11,4

11,2

11,0

9,8

13,2

13,1

12,9

12,7

12,5

11,8

15,6

15,4

15,2

15,0

14,7

14,7

18,8

18,5

18,2

17,9

17,5

1420

5,4

9,4

9,3

9,3

9,2

9,1

6,3

10,8

10,7

10,6

10,5

10,4

7,4

12,2

12,1

12,0

11,8

11,6

8,3

13,8

13,7

13,5

13,3

13,1

9,8

15,7

15,5

15,3

15,1

14,8

11,8

18,7

18,4

18,1

17,8

17,4

14,7

22,5

22,1

21,7

21,3

20,8

Требуемые значения величины пластического раскрытия у вершины трещины дифференцированы в зависимости от значений рабочих параметров газопровода: диаметра и толщины стенки труб, рабочего давления газа, класса прочности труб, способа прокладки (подземный или надземный способ). В табл. 1 - 3 приведены требования в отношении абсолютной сопротивляемости распространению протяженных разрушений (вне зависимости от способа прокладки) на участках категорий III-IV, I-II и категории В.

Рис. 2. Основные этапы теоретического решения и типы решаемых задач

Рис. 3. Расчетная схема и граничные условия

Указанные таблицы предназначены для выбора труб по параметру динамической вязкости разрушения (динамической трещиностойкости) при разработке проектов новых и реконструируемых магистральных газопроводов. Поэтому в алгоритм вычислений с помощью компьютерной программы расчета газопровода на сопротивляемость протяженным разрушениям толщина стенки трубы входит как расчетный параметр и подсчитывается по соответствующим формулам СНиП 2.05.06-85* (СП 36.13330.2012) «Магистральные трубопроводы» в зависимости от категорий участков трубопровода: категорий III-IV, I-II и категории В.

Нормативные значения величины пластического раскрытия у вершины трещины в отношении абсолютной сопротивляемости распространению протяженных разрушений для магистральных газопроводов из труб большого диаметра (табл. 1 - 3) для существующих и перспективных трубных сталей практически труднодостижимы. Если же дифференцировать газопроводы по способу прокладки, то оказывается, что для газопроводов подземной прокладки соответствующие нормативные значения раскрытия у вершины трещины существенно ниже, чем для газопроводов наземной и надземной прокладки. Нормативные требования в отношении сопротивляемости протяженному разрушению магистральных газопроводов для подземной прокладки на участках III-IV категорий приведены в табл. 4. Аналогичные сводные таблицы для газопроводов подземной прокладки разработаны для участков I-II категорий и категории В.

Подтверждение соответствия труб по параметру динамической вязкости разрушения (динамической трещиностойкости) производят путем натурного испытания труб на разрыв внутренним гидростатическим давлением. Определение фактических значений требуемых механических свойств металла труб, обеспечивающих сопротивляемость протяженным разрушениям, ввиду сложности механизма деформирования стенки трубы при протяженном безостановочном разрушении в принципе невозможно осуществить в лабораторных условиях на каких-либо образцах. Адекватное воспроизведение механизма деформирования стенки трубы в области вершины, стационарно движущейся трещины при протяженном разрушении возможно только на реальной трубе при разрыве ее внутренним давлением газа или жидкости. Натурные испытания труб поставляемой партии на разрыв внутренним давлением с регистрацией величины пластического раскрытия у вершины трещины следует проводить при температуре, равной минимальной температуре стенки трубы при эксплуатации.

Основные требования к проведению полигонных натурных испытаний труб на разрыв изложены в Стандарте организации СТО ВНИИСТ 01297858 0.0095.0-2013 «Натурные испытания труб на разрыв с целью определения вязкости разрушения. Программа и методика испытаний». - М.: ВНИИСТ, 2013. На рис. 4 показана фотография производственного участка сварки и подготовки трубы к испытанию.

Рис. 4. Подготовка образца трубы к испытанию

Испытываемая труба с приваренными к торцам сферическими днищами и нанесенным инициирующим поверхностным надрезом медленно нагружается внутренним давлением жидкости до разрушения. Испытания проводят в бронекамере. Управление параметрами и режимами испытания осуществляют дистанционно. После испытания промеряют толщину стенки трубы по окружности в различных поперечных сечениях трубы, вправо и влево от поверхности разрыва. По площади получившихся эпюр остаточного утонения стенки трубы подсчитывают значения величины пластического раскрытия у вершины трещины. На рис. 5 приведена фотография одной из разрушенных труб после испытания.

Рис. 5. Общий вид разрушенной трубы после испытания

Анализ характера изменения нормативных значений раскрытия в вершине трещины (табл. 4) показывает, что требования в отношении сопротивляемости протяженным разрушениям особенно сильно возрастают при увеличении проектного давления в газопроводе свыше 9,8 МПа (100 атм.) для всех типоразмеров труб. Вероятно, именно это обстоятельство на сегодняшний день является определяющим при принятии решения об ограничении величины проектного давления для новых проектируемых магистральных газопроводов из труб большого диаметра.

Таблица 4

Требования к вязкости разрушения металла труб для магистральных газопроводов в отношении сопротивляемости распространению протяженных разрушений (для подземной прокладки на участках III - IV категорий)

Диаметр труб,

мм

Проектное давление, МПа

Раскрытие в вершины трещины δc при температуре, равной минимальной температуре стенки трубы при эксплуатации, для подземной прокладки на участках

III - IV категорий, мм, не менее

К56

К60

К65

К70

К80

530

5,4

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

6,3

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

7,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

8,3

0,7

0,6

0,6

0,6

0,5

9,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,7

11,8

1,1

1,1

1,0

1,0

0,9

14,7

1,6

1,6

1,5

1,4

1,3

720

5,4

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

6,3

0,7

0,6

0,6

0,6

0,6

7,4

0,9

0,8

0,8

0,8

0,7

8,3

1,1

1,1

1,0

1,0

0,9

9,8

1,4

1,4

1,3

1,3

1,2

11,8

2,0

1,9

1,8

1,8

1,6

14,7

2,9

2,8

2,6

2,5

2,3

820

5,4

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

6,3

0,8

0,8

0,7

0,7

0,7

7,4

1,1

1,0

1,0

0,9

0,9

8,3

1,4

1,3

1,2

1,2

1,1

9,8

1,8

1,7

1,6

1,5

1,4

11,8

2,5

2,4

2,3

2,2

2,0

14,7

3,5

3,4

3,2

3,1

2,9

1020

5,4

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

6,3

1,0

1,0

0,9

0,9

0,9

7,4

1,3

1,3

1,2

1,1

1,1

8,3

1,7

1,6

1,5

1,5

1,4

9,8

2,2

2,1

2,0

1,9

1,8

11,8

3,0

2,9

2,8

2,7

2,5

14,7

4,4

4,2

4,0

3,8

3,5

1220

5,4

1,1

1,0

1,0

1,0

1,0

6,3

1,4

1,3

1,3

1,2

1,2

7,4

1,8

1,7

1,7

1,6

1,5

8,3

2,3

2,2

2,1

2,0

1,9

9,8

3,0

2,9

2,8

2,6

2,4

11,8

4,2

4,0

3,9

3,7

3,4

14,7

6,0

5,7

5,5

5,3

4,9

1420

5,4

1,4

1,3

1,3

1,3

1,3

6,3

1,8

1,8

1,7

1,6

1,5

7,4

2,4

2,3

2,2

2,1

1,9

8,3

3,0

2,9

2,8

2,7

2,5

9,8

4,0

3,8

3,6

3,5

3,2

11,8

5,5

5,3

5,1

4,8

4,5

14,7

7,8

7,5

7,2

6,9

6,4

Величину рабочего давления для сухопутных участков магистральных газопроводов из труб классов прочности К56 ... К80 диаметром 1020 - 1420 мм следует ограничить значением 14,7 МПа (150 атм.).

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context