CC BY
49АНАЛИЗ ДЕФЕКТНОСТИ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
УДК 622.691.4
М.В. Чучкалов, д.т.н., ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Уфа, РФ) Р.Х. Юсупов, ООО «Газпром трансгаз Уфа», ryusupov0ufa-tr.gazprom.ru Г.Р. Аскаров, к.т.н., ООО «Газпром трансгаз Уфа», itc-gaskarov0ufa-tr.gazprom.ru Р.Н. Бахтизин, д.физ.-мат.н., проф., акад. АН Республики Башкортостан, Уфимский государственный нефтяной технический университет (Уфа, РФ) С.В. Китаев, д.т.н., проф., Уфимский государственный нефтяной технический университет, svkitaev0mail.ru
Р.М. Аскаров, д.т.н., Уфимский государственный нефтяной технический университет
Статья посвящена вопросам оценки степени опасности дефектных сварных соединений (ДСС), выявленных при внутритрубной дефектоскопии (ВТД). Приведена статистика идентификации в шурфах более 1000 ДСС, при этом дефекты категории «a» (максимально опасные по отчету ВТД) с достаточной точностью подтвердились. Следующая по степени опасности категория «Ь» содержит до 16 % дефектов категории «a», а 67 % ДСС являются бездефектными или относятся к категории «о> (минимальный уровень опасности). Предлагается в отчетах ВТД при назначении критериев опасности ДСС учитывать наличие ненормативных растягивающих или сжимающих изгибных напряжений в этой зоне.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ, ДЕФЕКТНОЕ СВАРНОЕ СОЕДИНЕНИЕ, ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ, ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕФЕКТНОСТИ.
Повышение надежности газотранспортной системы является одной из приоритетных задач ПАО «Газпром», что обеспечивается устранением дефектов труб и сварных соединений.
Количество сварных соединений (сварных стыков) соответствует количеству труб, из которых построен магистральный трубопровод. Отказы по причине ДСС составляют около 17 % от общего числа аварий по ПАО «Газпром» [1], т. е. занимают в структуре аварийности 2-е место после дефектов коррозии (стресс-коррозии). По опыту ООО «Газпром трансгаз Уфа» (ГТУфа), более половины аварий (7 из 11) на магистральных газопроводах (МГ) диаметром 1420 мм произошло либо на сварных стыках, либо в околошовной зоне.
В соответствии с концепцией ПАО «Газпром» эксплуатация МГ осуществляется по техническому состоянию, заключение о котором основано преимущественно на данных диагностики [2], по результатам которой и выявляются ДСС. В настоящее время основным средством диагностики МГ является ВТД [3]. В ГТУфа на МГ диаметром 1420 мм, по которым транспортируются основные объемы магистрального газа, за 2014-2015 гг. средствами ВТД выявлено 63 699 дефектов, в том числе 2860 дефектов «аномальный шов» (4,5 % от общего числа).
Согласно стандарту предприятия СТО Газпром трансгаз Уфа 3.3-1-001096-2015 [4] в ГТУфа оценка потенциально опасного участка (ПОУ) осуществляется в два этапа:
• анализ результатов ВТД, по результатам которого трубы с ДСС назначаются на идентификацию в шурфах;
• идентификация в шурфах.
По данным ВТД выявляются трубы с ДСС, которые в зависимости от степени опасности дефекта делятся на три категории [5]:
«а» - дефекты, подлежащие наружному обследованию в кратчайшие сроки: трубопровод с такими аномалиями находится в предаварийном состоянии;
«Ь» - обследования в рамках плановых мероприятий: эти аномалии потенциально могут быть причиной аварии,поэтому подлежат обязательной идентификации в шурфах;
«с» - допустимые без проведения обследования: данные аномалии не должны привести к аварии до следующей инспекции.
Chuchkalov M.V., Doctor of Engineering Science, Gazprom Transgaz Ufa LLC (Ufa, Republic of Bashkortostan, RF) Yusupov R.Kh., Gazprom Transgaz Ufa LLC, [email protected]
Askarov G.R., Ph.D. in Engineering Science, Gazprom Transgaz Ufa LLC, [email protected]
Bakhtizin R.N., Doctor of Physical and Mathematical Sciences, Professor, Member of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan, Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Republic of Bashkortostan, RF)
Kitaev S.V., Doctor of Engineering Science, Professor, Ufa State Petroleum Technological University, [email protected] Askarov R.M., Doctor of Engineering Science, Ufa State Petroleum Technological University
Analysis of the defectiveness of welding joints of main pipelines
The article considers the assessment of hazard levels of defective welding joints (DWJ) identified during an inline inspection (II). The statistics shows that more than 1,000 DWJ were identified in shot-holes and «a» category defects (the most dangerous ones according to the Il's report) were confirmed with adequate accuracy. The second most dangerous category «b» contains up to 16 % of «a» category defects, and 67 % of DWJ have no defects or relate to «c» category (the least dangerous ones). The Il's reports suggest that one should take into account the presence of non-normative tensile or compression bending stresses in this zone when assigning DWJ's hazard criteria.
KEY WORDS: MAIN PIPELINE, RELIABILITY IMPROVEMENT, DEFECTIVE WELDING JOINT, INLINE INSPECTION, DEFECTIVENESS CHARACTERISTIC.
Если перевести вышеуказанные критерии в ресурс МГ, уровень опасности ДСС должен означать [4]:
«а» - подлежит незамедлительному ремонту вырезкой, вплоть до остановки транспорта газа;
«Ь» - обследование и ремонт в рамках планово-предупредительных работ, которые проводятся 1-2 раза в год;
«с» - идентификация отодвигается на срок, который может быть установлен результатами следующего ВТД.
Аналитическая служба ГТУфа анализирует поступившую информацию по ДСС и назначает наиболее ПОУ на идентификацию в шурфах. Как правило, это дефекты категорий: «а», преимущественно - «Ь», а также выборочно «с».
При идентификации ДСС в шурфах отбраковка проводится согласно [5]. В соответствии с СТО Газпром трансгаз Уфа 3.3-1 -001096-2015 [4] устанавливаются следующие виды ремонтных работ:
• незамедлительная вырезка, ремонт в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-715-2013 [6];
• до планово-предупредительного ремонта (ППР);
• до капитального ремонта (КР);
• оставить без ремонта в соответствии с СТО Газпром 2-2. 4-715-2013 [6].
В табл. 1 приводятся некоторые результаты идентификации в шурфах, отобранных на основе анализа данных ВТД (1-й этап) из 1073 ДСС. Все трубы с ДСС не могут быть назначены на идентификацию в шурфах в силу их значительного количества и требований вышеприведенных критериев, поэтому аналитическая служба ГТУфа проводит собственный комплексный анализ их опасности. Таким образом, вопреки рекомендациям [5] на первом этапе в категории «Ь» было назначено на идентификацию в шурфах 96 из 129 ДСС (75 %), а в категории «с» - 34 (3,6 %).
В табл.1 представлены:
• дефекты плоскостные: трещины, непровары (категории опасности D и Е согласно [6]);
• дефекты формы шва: смещение кромок, облицовки, утяжины (категория опасности F [6]);
• другие аномалии.
Графически данные табл. 1
представлены на рис. 1 и 2.
Из табл. 1 и рис. 1 видно, что рекомендации [5] в основном выдержаны. ДСС категории «а» идентифицированы на 100 %, из них опасность подтверждена на 90 % (40 % привели к ремонту с незамедлительной остановкой транспорта газа, 50 % - к ремон-
Примечание. В разряд годных отнесены трубы с ДСС: а) с неподтвердившимися дефектами; б) ремонт которых может быть осуществлен в рамках КР; в) которые могут быть оставлены без ремонта. * Выявленные дефекты, кроме данных ВТД.
Таблица 1. Результаты идентификации в шурфах ДСС
Оценочный балл
** * ф\0 5
Ж л т
а 10 10 - - 4 4 1 1 3 3 1 - 1 1 5 4 - 90,0
Ь 129 96 60 41 17 11 3 3 6 5 3 1 7 5 21 21 1 44,8
с 934 34 1 1 5 4 6 6 1 - - - 21 20 7 9 - 47,1
* - 2 - - 1 1 - - - - - - 1 1 - 2 - 100,0
Итого 1073 142 61 42 27 20 10 10 10 8 4 1 30 27 33 36 1 49,3
1000 3 900 >£ 800
I 700
О 600
ГО 500 О
га 400
Ф 300 х
! 200 О
У: 100 0
934
Аномальные сварные швы по ВТД _ Идентифицированные сварные швы
129
96
10
10
«а» «Ь»
Оценочный балл
Рис. 1. Число аномалий сварных швов по критериям согласно [4]
«с»
ту в рамках ППР), один не подтвердился (рис. 2). Это высокий процент, доказывающий, что рекомендации ВТД технически обоснованы. Тем не менее 50 % ДСС при идентификации в шурфах, направленные на ремонт сваркой, исходя из критериев ВТД [5] должны были быть отнесены к категории «Ь».
ДСС категории «Ь» идентифицированы на 75 %, опасность под-
тверждена на 33 %, из них 16 % привели к ремонту с незамедлительной остановкой транспорта газа, 17 % - к ремонту в рамках ППР, 67 % оказались бездефектными. Это, с одной стороны, приемлемый процент. Однако с другой - идентификация в шурфах более 2/3 бездефектных с учетом не назначенных на идентификацию труб привела к необоснованным затратам по шурфовке, в том
числе с остановкой транспорта газа на МП Исходя из критериев опасности [5] 16 % должны были быть отнесены к категории «а», а 67 % - к категории «с».
Дефекты категории «с» идентифицированы в шурфах на 3,6 % ДСС, из них опасность подтверждена на 47 % (26,5 % из них привели к ремонту с незамедлительной остановкой транспорта газа, 20,5 % - к ремонту в рамках ППР, 53 % оказались бездефектными). Показатели, соизмеримые с категориями «Ь» и «с», по-видимому, объясняются несовершенством критериев разделения ДСС на категории [5]. Экономия на шурфовках ДСС категории «Ь» и выявление недопустимых дефектов в категории «с» - следствие творческого подхода аналитической службы ПТУфа.
Резервы по повышению эффективности критериев ВТД [5] видятся в использовании технологии выявления ПОУ средствами ВТД, приведенными в [7, 8]. Пример выявления трещины глубиной
более 80 % толщины стенки на ДСС категории «с» показывает необходимость учета изгибных напряжений на ПОУ [7]. Известно, что разрушение конструкции (трубопровода)происходит из-за напряжений, превышающих нормативные значения, а дефекты лишь ускоряют процесс. Так, в работе [9] приводится пример разрушения МГ по бездефектному сварному шву из-за чрезмерных напряжений. Если положение ДСС совпадает с местом максимального уровня растягивающих напряжений, при ненормативном радиусе изгиба менее 500D в рекомендациях отчетов ВТД он должен переходить в категорию «Ь», а при радиусе менее 2500 -в категорию «а».
Дефектность сварного соединения, находящаяся в зоне сжимающих напряжений, испытывает напряжения от внутреннего давления, которые, как правило, перекрываются изгибными напряжениями, приводящими к сжатию этой области. Если положение ДСС совпадает с максимальным уровнем сжимающих напряжений при радиусе изгиба менее 5000, в рекомендациях отчетов ВТД он должен переходить в категорию «с».
В рамках переизоляции (20102013 гг.) ГТУфа было обследовано на наличие ДСС около 11,5 тыс. (11 410) труб диаметром 1420 мм. На этих участках, по данным ВТД, число труб с ДСС составило 367 (3,2 % от общего числа труб). По техническим условиям для трубопроводов диаметром 1400 мм контролю должны подвергаться 100 % сварных стыков, оценка проводится согласно [6], без разделения на категории «а», «Ь» и «с». Радиографический, ультразвуковой и визуальный контроль выявил 4159 дефектных труб, т. е. 36,5 % от общего числа труб. Столь высокий процент объясняется тем, что при переизоляции обследуется весь сварной стык, а не только область ДСС (в шурфах), а также тем, что большинство МГ построено по значи-
Таблица 2. Сводные данные ДСС по данным переизоляции
Наименование газопровода Участок, км Число труб Число дефектов ВТД Число дефектов переизоляции
«Челябинск -Петровск» 364-389 2174 97 849
389-403 1194 103 282
431-456 2233 57 849
1900-1914 1229 31 178
1942-1969 2379 61 1216
«Уренгой -Новопсков» 1944-1969 2201 18 785
Итого 11 410 367 4159
Рис. 2. Классификация по видам ремонта аномалий, выявленных в соответствии с [4]
тельно более «мягким» нормам допуска по ДСС, действовавшим до 1988 г. (до ВСН 012-88 [10]). Основные результаты обследования сведены в табл. 2.
Строительные нормы СН 83-60 [11] допускали локальные непро-вары до 20 % толщины стенки, смещение кромок - до 30 %. Это означает, что значительная часть сварных швов с допустимыми по старым нормам дефектами, не разрушившихся в начальные годы эксплуатации из-за непроектных нагрузок, находятся в настоящее время в эксплуатации. Не в последнюю очередь по этой причине большинство стыковых соединений (около 100 %) при переизоляции было «переварено».
Из табл. 2 видно, что технические возможности ВТД позволяют
выявлять около 7 % ДСС. Необходимо отметить, что ЗАО «НПЦ «ВТД» за последнее время добилось значительных успехов, выявляя не только дефекты коррозионного растрескивания под напряжением (продольного и поперечного), но и ПОУ с ненормативными напряжениями [1, 7, 8, 12]. Тем не менее вышеприведенные материалы показывают, что, с одной стороны, отчет ВТД включает значительный процент бездефектных ДСС, но с другой (материалы переизоляции) - не выявляет большинство дефектов по критериям СТО Газпром 2-2. 4-715-2013 [6].
ВЫВОДЫ
1. Показано влияние дефектности сварных соединений на
МП аварии по этой причине в ПАО «Газпром» составляют 17 %, а в ПТУфа - более половины (64 % в зоне ДСС).
2. Основным (прямым) способом выявления дефектов в настоящее время является ВТД. Анализ критериев оценки опасности, проведенный на примере более 1000 (1073) ДСС, выявленных ВТД, с идентификацией в шурфах, показал, что:
• критерий категории «а», установленный для наиболее опасных ДСС, с достаточной точностью подтверждается;
• ДСС с критериями категории «Ь» до 16 % содержат дефекты категории «а», а более 2/3 (67 %) их являются бездефектными или относятся к категории «с».
3. Считаем, что при назначении критериев опасности ДСС в отчетах ВТД необходимо учи-
тывать наличие ненормативных растягивающих или сжимающих изгибных напряжений в исследуемой зоне.
4. Анализ материалов инспекции 11 417 труб диаметром 1420 мм, проведенный по результатам переизоляции, показал, что ВТД не выявляет значительное количество ДСС по современным критериям отбраковки [6]. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Чучкалов М.В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах: дисс. ... д-ра техн. наук. Уфа: ПУП «ИПТЭР», 2015. 364 с.
2. Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Пазпром» // Пазовая промышленность. 2015. № 1. С. 28-31.
3. Канайкин В.А., Патраманский Б.В., Попов С.Э. Роль ВТД в обеспечении надежной работы линейной части магистральных газопроводов ОАО «Пазпром» // Мат-лы 1ХХ Междун. деловой встречи «Диагностика-2011»: В 2-х т. М.: ООО «Пазпром экспо», 2013. Т. 1. С. 40-47.
4. СТО Пазпром трансгаз Уфа 3.3-1-001096-2015. Методика оценки расчетного ресурса дефектных сварных соединений магистральных газопроводов. Уфа: ООО «Пазпром трансгаз Уфа», 2015. 48 с.
5. Отчет ВТД. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода «Уренгой - Новопсков» (Алмазная-Поляна). Екатеринбург: ЗАО «НПО «Спецнефтегаз», 2013. 274 с.
6. СТО Пазпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. М.: ООО «Пазпром экспо», 2014. 227 с.
7. Бакиев Т.А., Юсупов Р.Х., Аскаров П.Р. и др. Предложения по оценке напряжений в дефектных сварных соединениях при расчете их ресурса // Пазовая промышленность. 2015. № 9. С. 61-64.
8. Шарипов Ш.П., Бакиев Т.А., Юсупов Р.Х. и др. Методика оценки напряжений в дефектных сварных соединениях // Пазовая промышленность. 2016. № 1. С. 52-54.
9. Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением // Пазовая промышленность. 2014. № 3. С. 37-39.
10. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ. Ч. 1. М.: ВНИИСТ, 1989. 105 с.
11. СН 83-60. Технические условия на производство и приемку работ по устройству магистральных трубопроводов. М.: Посстройиздат, 1960. 80 с.
12. Пат. № 2602327 РФ. Способ определения потенциально опасного участка трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния / Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров, Р.В. Закирьянов. Заявитель и патентообладатель - ООО «Пазпром трансгаз Уфа»; № 2015112903; заявл. 08.04.2015, опубл. 20.11.2016, Бюл. № 32.
REFERENCES
1. Chuchkalov M.V. Development of the Methods of Detection, Deceleration and Prevention of Stress-Corrosion Cracking at Gas Main Pipelines: Doctoral Thesis in Engineering Science. Ufa: State Unitary Enterprise «Institute of Energy Resources Transportation of the Republic of Bashkortostan», 2015, 364 pp. (In Russian)
2. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Concept of Trouble-Free Operation and Overall Repair of Gas Main Pipelines in Gazprom OJSC. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2015, No. 1, P. 28-31. (In Russian)
3. Kanaykin V.A., Patramansky B.V., Popov S.E. Role of Inline Inspection in Ensuring Safe Operation of the Linear Part of Gas Main Pipelines in Gazprom OJSC. Materials of the 19th International Business Meeting «Diagnostics-2011», in 2 Volumes. Moscow, Gazprom Expo LLC, 2013, Vol. 1, P. 40-47. (In Russian)
4. Gazprom Transgaz Ufa Company Standard 3.3-1-001096-2015. Evaluation Method of the Estimated Life of Defective Welding Joints of Gas Main Pipelines. Ufa, Gazprom Transgaz Ufa LLC, 2015. 48 pp. (In Russian)
5. Inline Inspection's Report. Report on Inline Inspection of the Gas Pipeline Urengoy-Novopskov (Almaznaya-Polyana). Ekaterinburg, Research and Development Association Spetsneftegaz CJSC, 2013, 274 pp. (In Russian)
6. Gazprom Company Standard 2-2.4-715-2013. Evaluation Method of the Performance Efficiency of Gas Main Pipelines. Moscow, Gazprom Expo LLC, 2014, 227 pp. (In Russian)
7. Bakiev T.A., Yusupov R.Kh., Askarov G.R., et al. Proposals to Assess Stresses in Defective Welding Joints when Calculating their Operating Life. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2015, No. 9, P. 61-64. (In Russian)
8. Sharipov Sh.G., Bakiev T.A., Yusupov R.Kh., et al. Evaluation Method of Stresses in Defective Welding Joints. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2016, No. 1, P. 52-54. (In Russian)
9. Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Peculiarities of Girth Stress-Corrosion Cracking. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2014, No. 3, P. 37-39. (In Russian)
10. Industry-Specific Construction Standard 012-88. Main and Field Pipeline Construction. Quality and Work Acceptance Control. Part 1. Moscow, VNIIST, 1989, 105 pp. (In Russian)
11. Construction Standard 83-60. Technical Specifications for the Performance and Acceptance of Works on Main Pipeline Termination. Moscow, Gosstroyizdat, 1960, 80 pp. (In Russian)
12. Patent No. 2602327 of the Russian Federation. Method for the Identification of a Potentially Hazardous Section of a Pipeline with a Beyond-Design Level of Stress-Strain Behavior. Authors: Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M., Zakiryanov R.V. Applicant and patentee - Gazprom transgaz Ufa LLC; No. 2015112903; app. 08.04.2015, publ. 20.11.2016, Bull. No. 32.
