Способ определения остаточного ресурса трубопровода

Изобретение относится к диагностике трубопроводов для оценки их остаточного ресурса. Способ определения остаточного ресурса трубопровода может быть применен для определения остаточного ресурса трубопровода в напорных трубопроводах круглого сечения. Исходными данными для определения остаточного ресурса являются относительные деформации, получаемые с экстензометров, и величины давления внутри трубопровода, получаемые с датчиков давления. Способ определения остаточного ресурса трубопровода заключается в том, что в трубопроводе выявляют зону с потенциально пониженным ресурсом, в этой зоне определяют место, устанавливаются экстензометры и датчик давления, на основе показаний которых непрерывно производится расчет остаточного ресурса.

 

Изобретение относится к диагностике трубопроводов и может быть использовано при оценке остаточного ресурса трубопроводов в процессе эксплуатации.

Известен способ определения остаточного ресурса металла труб магистрального трубопровода, предназначенных для повторного использования (патент РФ №2226681, кл. G01N 3/00, от 19.08.2002 г.). Такой способ включает в себя контроль неразрушающими методами, изготовление образцов, проведение механических испытаний и определение остаточного ресурса. При этом трубы распределяют в партию одной марки стали, одного диаметра и толщины стенки, отбирают от партии трубы с максимальными диаметрами, выбирают из них неразрушающими методами контроля трубу с максимальными средними значениями твердости и коэрцитивной силы для изготовления образцов и проведения механических испытаний двух равных групп образцов, одну из которых предварительно подвергают термообработке, а остаточный ресурс достижения нормативных значений механических свойств металла труб определяют расчетным путем.

Основным недостатком данного способа является косвенный характер определения остаточного ресурса и связанные с ним значительные погрешности.

Известен способ определения остаточного ресурса трубопроводов (патент РФ №2413195, кл. G01N 3/00, от 20.07.2009 г.), относящийся к обеспечению безопасной эксплуатации трубопроводов длительной эксплуатации в нефтяной и газовой промышленности. Из контролируемого участка вырезают образцы, свидетельствующие о ресурсе трубопровода. Образцы вырезают из наименее подверженных износу участков трубопровода, причем половину образцов подвергают отжигу, а вторую половину оставляют в исходном состоянии. Обе части образцов - исходный (отожженный) и неотожженный - подвергают испытаниям (статическим и усталостным) и проводят сравнительный анализ, а по результатам испытаний определяют по формуле остаточный ресурс.

Недостатками данного способа является большая трудоемкость и разрушающий метод определения остаточного ресурса трубопроводов.

Известен способ диагностики технического состояния магистрального трубопровода (патент РФ №2423644, кл. F17D 5/06, от 23.09.2009 г.). Способ относится к трубопроводному транспорту и может быть использован для прогнозирования появления опасного состояния магистрального трубопровода, например при переходах магистрального трубопровода через дороги или в местах пересечений нескольких трубопроводов. Способ диагностики технического состояния магистрального трубопровода заключается в контроле с помощью датчика линейных деформаций величины напряженно-деформированного состояния трубопровода, а с помощью датчика акустической эмиссии - уровня акустической эмиссии от развивающихся дефектов трубопровода. Величину напряженно-деформированного состояния трубопровода и уровень акустической эмиссии от развивающихся дефектов трубопровода измеряют одновременно с последующим определением величины коэффициента корреляции между измеренными величинами и при превышении коэффициентом корреляции заданного порогового значения диагностируют угрозу опасного состояния магистрального трубопровода.

Недостатком данного способа является низкая точность прогнозирования остаточного ресурса магистрального трубопровода.

Цель изобретения - снижение трудоемкости и повышение точности определения времени до разрушения трубопровода.

Цель достигают тем, что в трубопроводе выявляют зону с потенциально пониженным ресурсом, в этой зоне определяют место установки датчика давления и четырех розеток экстензометров, на основе показаний которых непрерывно производится расчет остаточного ресурса сечения трубопровода.

Исходными данными для определения остаточного ресурса являются относительные деформации, получаемые с экстензометров, и величины давления внутри трубопровода, получаемые с датчика давления.

Расчет остаточного ресурса трубопровода производится следующим образом.

Для каждой из четырех розеток экстензометров, установленных в исследуемом сечении, решается система уравнений:

где ε0 - относительная деформация, измеренная экстензометром, направленным вдоль оси трубы;

ε90 - относительная деформация, измеренная экстензометром, направленным по касательной к диаметру трубы;

ε45 - относительная деформация, измеренная экстензометром в направлении 45° к оси трубы;

εt - относительная деформация трубы в окружном направлении;

εz - относительная деформация трубы в осевом направлении;

εr - относительная деформация трубы в радиальном направлении;

γ - относительная деформация кручения трубы.

В данной системе известными являются величины ε0, ε90 и ε45, которые измеряются экстензометрами. Решив данную систему, вычисляются величины относительных деформаций εz, εt и γ на наружной поверхности трубы (при радиусе R) для четырех точек данной поверхности. Таким образом, в результате рассчитываются 12 величин относительных деформаций, а именно εz1,2,3,4, εt1,2,3,4 и γ1,2,3,4, где индексы 1-4 обозначают номер точки, в которой получено значение деформации. Причем введем обозначения таким образом, что точки 1 и 3 противоположны друг другу, соответственно точки 2 и 4 также противоположны друг другу.

Далее находится распределение деформаций по наружной и внутренней поверхностям трубы из следующих уравнений:

где μ - коэффициент Пуассона;

Е - модуль Юнга, МПа;

р - избыточное давление в трубе, МПа;

r - внутренний радиус трубы, мм;

R - наружный радиус трубы, мм;

ϕ - угловая координата, рад;

εэ(R,ϕ) - эквивалентная относительная деформация для наружной поверхности трубы;

εэ(r,ϕ) - эквивалентная относительная деформация для внутренней поверхности трубы.

За положительное направление угловой координаты принято направление от точки 2 к точке 1 по кратчайшему пути. При этом ϕ=0 в точке 2.

Затем вычисляется эквивалентная относительная деформация для наружной и внутренней поверхностей трубы:

Для вычисления по приведенным выше функциям (12) и (13) необходимо определить n точек наружной и внутренней поверхности сечения исследуемого трубопровода. Для каждой из этих точек по результатам предыдущих циклов расчета находятся локальные максимумы и минимумы эквивалентной относительной деформации εmax,j и εmin,j, где j=1…n. Затем вычисляются характеристики локального цикла нагружения в каждой из точек:

где εmax - локальный максимум по времени эквивалентной относительной деформации;

εmin - локальный минимум по времени эквивалентной относительной деформации.

Затем находится эквивалентная относительная деформация цикла εэц для каждой точки:

где σ-1 - предел выносливости при симметричном цикле, МПа;

σ0 - предел выносливости при пульсирующем цикле, МПа.

Число циклов Nэц для каждой точки внутренней и наружной поверхности, которое может выдержать участок трубопровода при данном типе нагружения, определяется из уравнения Морроу-Мэнсона:

Здесь:

- εƒ - усталостная вязкость (значение амплитуды пластической деформации, при котором разрушение (отказ) произойдет в ходе одного полуцикла нагружения при условии отсутствия упругих деформаций)

-ψ - относительное сужение материала при разрыве;

- σƒ - усталостная прочность (значение амплитуды напряжений, при котором разрушение (отказ) произойдет в ходе одного полуцикла нагружения при условии отсутствия пластических деформаций)

- b - экспонента усталостной прочности (экспонента Басквина)

- с - экспонента усталостной вязкости

Далее вычисляем накопленные повреждения в каждой точке:

где - величина накопленных повреждений, определяемая в ходе текущего цикла расчета;

- величина накопленных повреждений, определенная в ходе предыдущего цикла расчета.

Из вычисленных величин накопленных повреждений для каждой из отдельных точек внутренней и наружной поверхностей трубопровода в данном сечении находится максимум:

Величина израсходованного ресурса в часах для исследуемого трубопровода в данном сечении определяется согласно выражению:

где Tслужбы.норм - нормативный срок службы трубопровода, ч.

Величина остаточного ресурса определяется согласно выражению:

Пример осуществления изобретения.

Дан участок трубопровода длиной 4,5 м круглого сечения, диаметром Ду=100 мм (R=57 мм, r=50 мм). Характеристики материала трубы (сталь 20):

Е=212000 МПа;

μ=0,33;

σ-1=193 МПа;

σ0=320 МПа;

ψ=0,5;

σв=412МПа.

В среднем сечении трубопровода установлены четыре розетки экстензометров и один датчик давления. В начальный момент времени все относительные деформации равны нулю.

В среднем участке исследуемого трубопровода приложена нагрузка, изменяющаяся циклически от 0 до 9450 Н, которая создает изгибное усилие, что соответствует прогибу трубопровода в средней части на 0-25 мм соответственно. При этом рассматривается 2⋅108 циклов нагружения трубопровода.

При этом величины относительной деформации, зарегистрированные розеткой экстензометров при максимальном прогибе, соответствуют:

Величина давления в трубопроводе равнялась 0,5 МПа.

Для розеток №1 и №2 после подстановки величин ε0, ε45 и ε90 из (1)-(3) получаем:

и ее решение:

εz=7,0⋅10-4;

εt=-3,5⋅10-6;

γ=-6,23⋅10-7.

Для розеток №3 и №4 система уравнений будет выглядеть следующим образом:

и ее решение:

εz=-7,0⋅10-4;

εt=3,5⋅10-6;

γ=3,77⋅10-7.

В результате решения приведенных выше систем уравнений получена совокупность относительных деформаций εz, εt и γ из 12 величин:

Подстановкой этих значений в (4)-(11) получаем следующую систему уравнений:

.

Далее находятся эквивалентные относительные деформации для наружной и внутренней поверхностей трубы согласно (12)-(13):

;

На наружной и внутренней поверхности сечения исследуемого трубопровода выбираем 8 точек (n=8), отстоящие друг от друга на 45 градусов (или π/4). Поскольку рассматривается первый цикл расчета, то для всех точек εmin,j=0, a εmax,j равняется значению функции εэ(R, ϕ) для наружной поверхности и εэ(r, ϕ) для внутренней поверхности. Эти значения равны:

Таким образом, при подстановке этих значений в (14)-(15), получаем следующие результаты:

Для уравнения Морроу-Мэнсона коэффициенты согласно (18)-(21) равны:

Количество циклов Nэц для каждой рассматриваемой точки трубопровода, рассчитанное по (17), составляет:

Накопленные повреждения, согласно (22), в каждой точке составляют:

Как видно из этих данных, максимальная величина накопленных повреждений наблюдается в точке №6 и составляет для одного полуцикла нагружения:

.

Величина израсходованного ресурса в часах по (24), учитывая, что нормативный срок службы составляет 25 лет (ГОСТ 27751-2014), то есть 25⋅8760=219 000 ч, а количество полуциклов нагружения Nцп равно 4⋅108:

Величина остаточного ресурса Тост согласно (25) составляет:

219000 ч - 152950 ч = 66050 ч или 7,5 года.

Таким образом, предложенный способ позволяет полнее использовать ресурс трубопровода без риска его отказа.

Способ определения остаточного ресурса трубопровода, при котором исходными данными для определения израсходованного ресурса являются относительные деформации и величины давления внутри трубопровода, отличающийся тем, что в трубопроводе выявляют зону с потенциально пониженным ресурсом, в этой зоне определяют место установки датчика давления и экстензометров, на основе показаний которых непрерывно производится расчет остаточного ресурса согласно выражению:

Tост=Tслужбы.норм-T,

где Tслужбы.норм - нормативный срок службы трубопровода;

Т - величина израсходованного ресурса в данном сечении трубопровода, которая определяется согласно выражению:

- накопленные повреждения:

- величина накопленных повреждений, определяемая в ходе текущего цикла расчета;

- величина накопленных повреждений, определенная в ходе предыдущего цикла расчета;

Nэц - число циклов, которое может выдержать участок трубопровода при данном типе нагружения, определяется из уравнения Морроу-Мэнсона:

где - усталостная вязкость (значение амплитуды пластической деформации, при котором разрушение (отказ) произойдет в ходе одного полуцикла нагружения при условии отсутствия упругих деформаций)

ψ - относительное сужение материала при разрыве;

- усталостная прочность (значение амплитуды напряжений, при котором разрушение (отказ) произойдет в ходе одного полуцикла нагружения при условии отсутствия пластических деформаций)

b - экспонента усталостной прочности (экспонента Басквина)

с - экспонента усталостной вязкости



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу гидравлического испытания с использованием воды, выполняемому для проверки качества сварной трубы, например трубы, сваренной при помощи электрической контактной сварки, или спиральной трубы, и бесшовной трубы.

Изобретение относится к области испытаний на герметичность и может быть использовано для контроля герметичности днищ топливных баков жидкостных ракет. Сущность: изделие (2) размещают в испытательной вакуумной камере, состоящей из монтажного стола (1) и вакуумного колпака (3).

Изобретение относится к области исследований устройств на герметичность и может быть использовано для контроля герметичности капсул с источником ионизирующего излучения.

Группа изобретений относится к диагностике систем управления и контроля в промышленных процессах. Способ проведения диагностики с помощью полевого устройства и идентификации в ответ на это диагностируемого состояния в промышленном процессе, содержит этапы, на которых: измеряют инфракрасные излучения из места в промышленном процессе с помощью матрицы инфракрасных датчиков, содержащей множество инфракрасных датчиков; сравнивают выходной сигнал с первого участка матрицы датчиков с выходным сигналом со второго участка матрицы датчиков; в ответ на сравнение предоставляют выходной сигнал, указывающий диагностируемое состояние, на основе соотношения между выходным сигналом от первого участка матрицы датчиков и выходным сигналом от второго участка матрицы датчиков, определенного на этапе сравнения.

Изобретение относится к стенду для испытаний гидромеханических пакеров двустороннего действия. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей стенда.

Изобретение относится к исследованию материалов путем определения их физических свойств, в частности прочностных свойств твердых материалов путем приложения к ним механических усилий с помощью пневматических или гидравлических средств при высокой температуре, и может быть использовано при проведении испытаний вновь разрабатываемых неметаллических и гибких металлических труб, предназначенных для использования в автоматических установках пожаротушения, в том числе сертификационных испытаниях на пожаростойкость.Способ испытаний неметаллических и гибких металлических труб на пожаростойкость (варианты) и устройство для его реализации (варианты) включает автоматическое поддержание вокруг испытываемой трубы определенной температуры и определенной величины гидравлического или пневматического давления внутри заполненной или незаполненной жидким веществом трубы, непрерывный автоматический контроль за целостным состоянием трубы, а также отключение подачи жидкого или газообразного вещества и отключение нагревателя в случае протечки трубы.
Изобретение относится к ракетно-космической технике и может быть применено в различных видах техники, где используется пневмогидравлическая система. Заявленный способ испытания пневмогидравлической системы включает подачу контрольного газа в пневмогидравлическую систему, контроль испытательного давления в ней и проверку герметичности, при этом после подачи контрольного газа во внутреннюю полость пневмогидравлической системы до закрытых элементов пневмогидравлической арматуры, которые не позволяют перетекание контрольного газа в другие полости пневмогидравлической системы без принудительного открытия элементов пневмогидравлической арматуры, поочередно проверяют функционирование элементов пневмогидравлической арматуры путем их срабатывания, фиксируют перетекание контрольного газа, контролируя наличие испытательного давления контрольного газа в соответствующих полостях пневмогидравлической системы, после чего проводят проверку герметичности заполненных полостей пневмогидравлической системы, после заполнения контрольным газом всей пневмогидравлической системы поочередно сбрасывают контрольный газ из полостей, расположенных за каждым элементом пневмогидравлической арматуры, контролируют испытательное давление на входе в каждый элемент пневмогидравлической арматуры, после чего поочередно производят замер герметичности на выходе каждого элемента пневмогидравлической арматуры, затем сбрасывают контрольный газ из оставшихся заполненных контрольным газом полостей пневмогидравлической системы в последовательности, обеспечивающей несрабатывание элементов пневмогидравлической арматуры, ранее проверенных на функционирование и на герметичность, далее контролируют отсутствие давления контрольного газа во всех полостях пневмогидравлической системы.

Группа изобретений относится к области дистанционного контроля герметичности газонефтесодержащего оборудования и может быть использована для определения места утечки жидкости или газа из магистрального трубопровода, находящегося в траншее под грунтом.
Изобретение относится к ядерный технике. Способ обнаружения негерметичных тепловыделяющих элементов сборок ядерного реактора с жидкометаллическим теплоносителем заключается в том, что над ТВС в активной зоне устанавливают устройства контроля герметичности тепловыделяющих сборок и под давлением в теплоноситель подают газ, который вместе с растворенными в теплоносителе газообразными продуктами деления затем выводят из реактора к датчикам контроля радиоактивности.

Изобретение относится к способам и устройствам, предназначенным для контроля герметичности окончательно собранных изделий, в частности неуправляемых реактивных снарядов (НУРС), не имеющих и в конструкции которых не предусматривается специальных подсоединительных устройств (штуцеров, технологических крышек и т.п.) или иных технологических приспособлений для определения их годности по герметичности корпуса в местах соединений составных частей изделия (головная часть, обтекатели, корпус двигателя ракеты, хвостовое оперение и другие узлы и детали) к использованию по прямому назначению.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Система для мониторинга состояния подводного добычного комплекса (ПДК) содержит трубопровод, на который с заданным шагом установлены датчики вибрации, датчики определения вертикали к поверхности земли и датчики температуры, размещенные на электронной плате датчиков, а также береговую аппаратуру и подводный кабель.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для внутритрубной диагностики при строительстве и капитальном ремонте объектов, имеющих трубопроводную обвязку.

Группа изобретений относится к средствам для наблюдения за трубопроводами с использованием измерительных устройств, в частности акустических оптоволоконных средств, и может быть использована для диагностики и мониторинга трубопроводов в нефтегазовой, химической и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для текущего контроля герметичности технологического оборудования с диэлектрическими или агрессивными жидкостями.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для текущего контроля герметичности технологического оборудования с диэлектрическими или агрессивными жидкостями.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для текущего контроля герметичности технологического оборудования с диэлектрическими или агрессивными жидкостями.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для текущего контроля герметичности технологического оборудования с диэлектрическими или агрессивными жидкостями.Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности обнаружения утечек диэлектрических жидкостей, а также повышение оперативности обнаружения утечек, который достигается за счет того, что способ обнаружения утечек технологических жидкостей, характеризующийся тем, что при утечке технологическую жидкость собирают в накопительном лотке, затем срабатывает сигнальное реле, отличается тем, что первоначально задают значение порога срабатывания сигнального реле, устанавливают накопительный лоток под технологическим оборудованием в месте возможного образования утечек, после чего непрерывно измеряют массу накопительного лотка и передают электрический сигнал, эквивалентный массе лотка, в сигнальное реле, при протечке технологическая жидкость накапливается в лотке, при этом увеличиваются масса лотка и значение электрического сигнала до заданного в сигнальном реле порога, после превышения которого срабатывает сигнальное реле, которое включает элементы световой и звуковой сигнализации.

Изобретение относится к диагностике технического состояния трубопроводов и может быть использовано для аварийного предупреждения и мониторинга технического состояния трубопроводов.

Группа изобретений включает систему и способ для инспектирования подводного трубопровода. Способ содержит шаги: обнаружение дефектов вдоль подводного трубопровода с использованием погружаемого под воду модуля, использующего способ магнитной томографии, (модуль МТМ), в непосредственной близости от подводного трубопровода; и определение положения погружаемого под воду модуля МТМ и тем самым определение местоположения дефекта.

Изобретение относится к области защиты подземных металлических сооружений, например трубопроводов, от коррозии, а именно к устройству элементов станции катодной защиты.

Изобретение относится к способам дистанционного мониторинга нефтяного пятна, образовавшегося подо льдом при аварийной утечке нефти из подводного нефтепровода. Сущность: в место (3) утечки нефти из подводного нефтепровода (2) подают магнитный материал в мелкодисперсном состоянии. Вместе с нефтью магнитный материал растекается подо льдом (7), образуя пятно (6) определенной толщины и размеров. О границах распространения нефтяного пятна судят по напряженности магнитного поля, измеряемой магнитометрами над поверхностью льда. При невозможности определения местоположения места утечки нефти из подводного нефтепровода (2) мелкодисперсный магнитный материал подают непосредственно в скважину (1) или в подводный нефтепровод (2) до места утечки (3). Технический результат: определение местоположения и размеров нефтяного пятна подо льдом. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к диагностике трубопроводов для оценки их остаточного ресурса. Способ определения остаточного ресурса трубопровода может быть применен для определения остаточного ресурса трубопровода в напорных трубопроводах круглого сечения. Исходными данными для определения остаточного ресурса являются относительные деформации, получаемые с экстензометров, и величины давления внутри трубопровода, получаемые с датчиков давления. Способ определения остаточного ресурса трубопровода заключается в том, что в трубопроводе выявляют зону с потенциально пониженным ресурсом, в этой зоне определяют место, устанавливаются экстензометры и датчик давления, на основе показаний которых непрерывно производится расчет остаточного ресурса.

Наверх